Содержание

Введение

В настоящее время более половины месторождений Мелекесского района Ульяновской области характеризуются ниспадающим трендом добываемой нефти, максимальные уровни добычи которых уже пройдены, основная доля остаточных запасов относится к трудноизвлекаемым. С целью снижения темпа падения добычи нефти данных месторождений и сохранения ее на максимально возможном уровне необходимо применение различных реагентов, внедрение методов для увеличения нефтеотдачи.

Выделяют следующие методы повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН):

- газовые (вытеснение нефти газом высокого давления и обогащенным газом, водогазовое воздействие);

- тепловые (вытеснение нефти теплоносителем, внутрипластовый очаг горения);

- физические (волновое, электромагнитное воздействие);

- химические (закачка ПАВ, полимерное, щелочное заводнение).

Актуальность работы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений России вступили в позднюю стадию разработки. В связи с истощением запасов легкоизвлекаемой нефти все большие усилия направляются на создание технологий и способов разработки, которые позволяют добывать углеводороды в осложненных условиях. Для дальнейшей разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами требуется внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи и применение новых реагентов. Значительная роль в данном вопросе отводится химическим методам, в частности применению растворов поверхностно-активных веществ. Воздействие водных растворов поверхностно-активных веществ улучшает реологические и фильтрационные характеристики нефти посредством снижения межфазного натяжения и повышения смачивающей способности. В связи с вышеизложенным актуальным представляется задача выбора поверхностно-активных веществ для применения в системе заводнения пластов, а также разработка методологических подходов по их подбору.

---

Цель: Рассмотрение проекта закачки поверхностно-активных веществ, применяемых в системе заводнения, для увеличения нефтеотдачи пластов.

Объект: Вишенское месторождение Ульяновской области Ульяновского филиала ПАО НК «РуссНефть».

Главной задачей проекта является рассмотрение проекта закачки ПАВ, как метода повышения нефтеотдачи пластов Вишенского нефтяного месторождения. Провести анализ применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов Вишенского месторождения. Произвести расчеты в экономическом плане. Практическая значимость проекта заключается в разработке проекта закачки ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов на выбранном месторождении.

1 Геологический раздел

1. 
   Общие сведения о Вишенском месторождении
   

Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой.

Место нахождения (адрес) ОПО: Ульяновская область, Мелекесский район, МО «Рязановское сельское поселение».

Код общероссийского классификатора территорий муниципальных образований - места нахождения ОПО (ОКТМО): 73622456116.

Признаки опасности ОПО: Получение, использование, переработка, образование, хранение, транспортирование, уничтожение опасных веществ. Использование оборудования, работающего под избыточным давлением более 0,07 мегапаскаля. Применение взрывчатых веществ при вскрытии продуктивного пласта [1].

В административном отношении Вишенское месторождение расположено в северо-восточной части Ульяновской области на территории Мелекесского района.

Районный центр – г. Димитровград расположен в 36 км от месторождения, а областной центр – г. Ульяновск – в 100 км. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются сёла Дубравка, Уткин, Вишенка. Связь с населенными пунктами осуществляется в основном через сеть грунтовых (местами асфальтированных) проселочных дорог местного значения. В 10 км восточнее с. Уткин проходит асфальтированная дорога «Ульяновск-Тольятти». Проселочные дороги пригодны для автотранспорта лишь в сухое время года. Железнодорожной станцией, приспособленной для выполнения погрузочно-разгрузочных работ, является ст. Димитровград. Ближайшие разрабатываемые месторождения – Южно-Вишенское, Вишенское, Восточное и др. Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет + 4

---

^оС, минимальная температура зимой – до минус 40^оС, максимальная температура летом – до плюс 40^оС. Снежный покров менее одного метра и держится не более 4-5 месяцев, при этом глубина промерзания почвы достигает 0,8-1,3 м. Для летнего периода характерны засушливые периоды. Основное направление ветра – западное и юго-западное. Территория относится к зоне достаточного увлажнения со среднегодовым количеством осадков свыше 500 мм. [1,2]

В орогидрографическом отношении район месторождения расположен на левобережье р. Волга, примыкающем с востока к Куйбышевскому водохранилищу. В рельефе преобладает волнистая равнина, расчлененная слабо врезанными долинами рек, балками и оврагами, переходящими в ложбины. Абсолютные отметки рельефа 90-140 м. На территории протекает р. Бирля, которая берет начало у села Вишенки.

Основным источником водоснабжения населения служат подземные воды казанских отложений, залегающих на глубине 25-60 м; для технического водоснабжения - воды казанских, нижне- и среднекаменноугольных отложений. Производственно-противопожарное водоснабжение осуществляется как за счет подземных, так и за счет поверхностных вод.

В тектоническом отношении Вишенское месторождение приурочено к одноименной структуре, входящей в состав Филипповской группы локальных поднятий, осложняющих внешнюю бортовую зону Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатными отложениями верейского горизонта московского яруса (пласты А₂ и А₃) и башкирского яруса (пласт А₄), терригенными отложениями бобриковского горизонта визейского яруса (пласт Б₁+Б₂) и карбонатными отложениями турнейского яруса (пласт C₁t) [2-6].

2. 
   Геолого-промысловая характеристика месторождения
   

Пласт А2 представлен пористыми известняками. Залежь пластовая сводовая, размеры – 1.75х1.0 км, высота – 17.8 м (рисунки 1-2).

Керн из пласта не отбирался. Геофизические исследования выполнены во всех скважинах (12 скважин). По данным ГИС выполнено 31 определение пористости в 12 скважинах и 29 определений нефтенасыщенности в 11 скважинах.

Рисунок 1 – структурная карта кровли продуктивного пласта А₂

---

Рисунок 2 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А₂

ГДИ не проводились.

Пробы нефти не отбирались. Свойства пластовой нефти приняты по аналогии с нефтью пласта А4 башкирского яруса. Свойства нефти в поверхностных условиях приняты по аналогии с нефтью пласта А3 верейского горизонта.

Пласт А3 представлен пористыми известняками. В пласте установлены 2 залежи нефти – в районе скв.8 и в районе скв.67-3. Залежи пластовые сводовые. Залежь в районе скв.8 имеет размеры – 1.02х0.9 км и высоту – 16.5 м. Залежь в районе скв.67-3 имеет размеры – 0.2х0.2 км и высоту – 4.0 м (рисунки 3-4).




Рисунок 3 - Структурная карта кровли продуктивного пласта А₃



Рисунок 4 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А₃

Керн отобран из одной скважины – выполнено 5 определений пористости, 5 определений проницаемости и 5 определений остаточной водонасыщенности.

Геофизические исследования выполнены во всех скважинах (12 скважин). По данным ГИС выполнено 38 определений пористости в 12 скважинах и 35 определений нефтенасыщенности в 11 скважинах.

ГДИ проведены в одной скважине.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по двум поверхностным пробам, отобранным из одной скважины. Свойства пластовой нефти приняты по аналогии с нефтью пласта А4 башкирского яруса [4-6].

Пласт А4 представлен порово-трещинными известняками. Залежь массивного типа, имеет размеры – 1.7х1.0 км и высоту – 16.6 м (рисунки 5-6).



Рисунок 5 - Структурная карта кровли продуктивного пласта А₄



Рисунок 6 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А₄
Керн отобран из 3 скважин, исследования керна не проводились.

Геофизические исследования выполнены во всех скважинах (12 скважин). По данным ГИС выполнено 219 определений пористости в 12 скважинах и 95 определений нефтенасыщенности в 11 скважинах.

ГДИ проведены в одной скважине.

Свойства пластовой нефти определены по одной глубинной пробе нефти, отобранной из одной скважины. Свойства нефти в поверхностных условиях приняты по аналогии с нефтью пласта А3 верейского горизонта.

---

Свойства нефти пластов А2, А3 и А4 приняты одинаковыми по 1 глубинной и 2 поверхностным пробам. Нефть тяжелая, высоковязкая, высокосернистая, высокосмолистая, парафинистая. [7]

Пласт Б1+Б2 представлен песчаником мелкозернистым. Залежь пластового сводового типа, имеет размеры – 1.1х1.0 км и высоту – 33.8 м (рис рисунки 7-8).



Рисунок 7 - Структурная карта кровли продуктивного пласта Б₁+Б₂



Рисунок 8 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Б1+Б2

Керн отобран из 3 скважин – выполнено 20 определений пористости. В одной скважине выполнено 12 определений остаточной водонасыщенности. Проницаемость по керну не определялась.

Геофизические исследования выполнены во всех скважинах (12 скважин). По данным ГИС выполнено 58 определений пористости и 58 определений нефтенасыщенности в 12 скважинах.

ГДИ проведены в трех скважинах.

Из пласта отобраны две глубинных и три поверхностных пробы нефти из одной скважины. Нефть тяжелая, высоковязкая, высокосернистая, высокосмолистая, парафинистая. [8]

Пласт С1t представлен известняками поровыми и кавернозно-поровыми. Залежь массивного типа. Размер – 1.0х1.0 км, высота – 33.8 м (рисунки 9-10).



Рисунок 9 - Структурная карта кровли продуктивного пласта C₁t



Рисунок 10 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта C₁t
Керн отобран из 3 скважин – выполнено 51 определение пористости, 47 определений проницаемости и 26 определений остаточной водонасыщенности.

Геофизические исследования выполнены во всех скважинах (12 скважин). По данным ГИС выполнено 189 определений пористости и 108 определений нефтенасыщенности в 12 скважинах.

ГДИ проведены в двух скважинах.

Из пласта отобраны три поверхностных пробы нефти из двух скважин. Свойства пластовой нефти приняты по аналогии с нефтью одноименных отложений соседних с Вишенским месторождений.

Нефть тяжелая, высоковязкая, высокосернистая, высокосмолистая, парафинистая.

Для проектирования по всем пластам параметры Кп и Кн приняты по ГИС, Кпр. – по ГДИС. Коэффициенты вытеснения для пластов приняты по обобщенным зависимостям с использованием данных ряда месторождений НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» (Нижне-Нурлатское и Южно-Нурлатское) и месторождений Ульяновской области. [10]

---

Смотрите также файлы

• Xviii век для России является веком модернизации, именно тогда происходит зарождение и становление финансовокредитной системы и финансовой политики.docx

• Выполнила студентка 4 курса.pptx

• Методические рекомендации для студентов всех специальностей Подготовил Сычев Андрей Анатольевич.docx

• Рынок ценных бумаг, фондовый рынок.pptx

• Пп Параметры оценки.docx