СОДЕРЖАНИЕ

Увeличение нефтeотдачи пластов – актуальная пpоблема нефтяной наyки и нефтедобывающих предприятий. В настоящее время pазpабатываются и эксплyатиpуются месторождения с тpудноизвлeкаемыми запасами нефти, которые приypочены к низкопpоницаeмым, слабодpенируемым, неоднородным и расчленённым коллекторам.

Для повышения нефтeотдачи, на месторождениях пpиходится пpимeнять спeциальные меpопpиятия по интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. И как следствие, необходим анализ применяемых технологий.

В разные периоды разработки Ярактинского месторождения возникали и решались проблемы, связанные с осложнениями в добыче нефти. В настоящее время эти осложнения связаны в большей мере с низкой продуктивностью скважин, а также с необходимостью проведения капитального ремонта.

В сложившейся обстановке необходимо выработать методы и методики наиболее эффективных и энергосберегающих технологий добычи нефти с максимальным извлечением запасов углеводородов.

Целью настоящей работы являются анализ проводимых в настоящее время методов повышения нефтеотдачи пластов на Ярактинском месторождении.

Для достижения поставленных целей необходимо решить следующие задачи:

• 
  изучить геологические особенности месторождения, а также состав и свойства нефти и растворенного газа;
  
• 
  проанализировать текущее состояние разработки месторождения;
  
• 
  проанализировать проведенные методы увеличения нефтеотдачи пласта.
  

1. 
   ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
   

1. 
   Физико-географический очерк района месторождения
   

Ярактинское газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой в административном положении расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районах Иркутской области. Площадь всего месторождения - 315,00 км², в том числе чисто нефтяная зона -81,84 км². На рисунке 1.1 изображено географического положение Ярактинского Газоконденсатного месторождения



Рисунок 1.1 Географического положение Ярактинского Газоконденсатного месторождения

---

Южнее на 80 км Ярактинского месторождения расположено Марковское газоконденсатное нефтяное месторождение, открытое и разведанное в районе п.Верхне-Марково, расположенного на судоходной реке Лена, в 150 км вниз по течению от г.Усть-Кута.

Район Ярактинского месторождения входит в состав Приленской плоской возвышенности, которая является частью обширного Средне-Сибирского плоскогорья, представляющего собой слабовсхолмленную равнину, образованную широкими плоскими водоразделами, глубоко расчлененными современной гидросетью.

Средняя высота водоразделов не превышает 550-600м над уровнем моря. Максимальные абсолютные отметки на водоразделах достигают 650м, а минимальные в долинах рек - 400м.

Непосредственно Ярактинское месторождение расположено на водоразделе между верховьями рек Ниж.Тунгуски и Непы.

Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Самыми холодными месяцами являются декабрь и январь с температурой воздуха до -48° -55°С.

Максимальная температура приходится на июнь-июль и достигает +30° +35°С. Средне годовая температура воздуха -3,5°С. Количество осадков составляет 350мм в год, причем, большая часть их приходится на осенне-летний период и в значительной степени затрудняет проведение геологоразведочных работ.

Постоянный снеговой покров держится с середины октября до начала мая. Высота его не велика (0,8-0,9м), что в сочетании низкими температурами, продолжительной зимой, обуславливает глубокое промерзание грунта. Полное оттаивание грунта происходит только в конце июля. На северных затаеженных склонах водоразделов мерзлота держится круглый год.

Ледостав на p.p.Ниж.Тунгуска и Непа начинается в середине октября. Полностью ото льда реки освобождаются в середине мая.

Река Ниж.Тунгуска протекает южнее исследуемого района. Средняя скорость течения в этой части реки 0,4м/сек. Максимальная глубина реки 2-2,5 м, минимальная 0,5 м. Ширина русла 10-12м. Наиболее высокий уровень воды наблюдается во время весенних паводков. Река в этой части не судоходна. Наиболее значительными притоками р.Ниж.Тунгуски на площади работ являются р. р.Хайл, Яракта, Гульмок и др.

Река Непа протекает севернее разведанного месторождения и также практически не судоходна. Средняя скорость течения реки около 0,5м/сек. Максимальная глубина 2,5м, минимальная 0,5-1 метр. Ширина реки в районе работ 7-10 метров. Наиболее крупным притоком р.Непы на площади работ является р.Кирон.

---

Растительность района типично таежная и состоит, в основном, из хвойных пород леса, среди которых преобладает сосна. Подчиненное значение имеют: лиственница, ель, кедр, пихта, береза и осина.

В районе работ населенные пункты отсутствуют, местность покрыта сплошной тундропроходимой тайгой, с сильно расчлененным рельефом. До ближайших населенных пунктов, расположенных преимущественно по берегам р.Лена, 80-100км, до г.Усть-Кута расстояние по прямой 140км в направлении на юго-запад.

Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение по зимним дорогам и перевозка грузов возможна только в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду.

Все виды оборудования, материалы и инструменты для буровых доставляют в три этапа: по железной дороге до г.Усть-Кута (станция Лена), затем в период навигации баржами, а в зимнее время автомашинами до п. В-Марково на расстояние 150км и далее до буровых, расстояние от 100 до 160км. Часть грузов, а также рабочие вахты на буровые доставляются вертолетами с базы экспедиции. Транспортные перевозки, в период навигации по р. Лене, можно осуществлять с середины октября.

Водоснабжение буровых осуществляется из естественных водостоков по трубопроводам или специальных колонковых скважин глубиной до 150- 200м.

В качестве источников энергии при проведении буровых работ и на базе экспедиции используются исключительно ДВС, однако, в настоящее время ведется проектирование ЛЭП-110 от г.Киренска, строительство которой создает перспективу ее использования для нужд бурения.

В числе прочих строительных материалов следует отметить песчаники и доломиты, залегающие в близи поверхности отложений ордовика, а также пески и галечники русловых отложений и речных террас. Необходимо отметить, что несмотря на слабую освоенность изучаемого района имеются реальные перспективы его быстрого экономичного развития и промышленного освоения природных ресурсов, в том числе, ресурсов углеводородного сырья.

Эти перспективы обусловлены, в первую очередь, наличием Байкало-Амурской магистрали и планируемым созданием, в связи с этим, Верхне-Ленского территориального промышленного комплекса

---

, к зоне влияния которых тяготеет район Ярактинского месторождения.

1.2. История освоения месторождения

Первая поисковая скважина в пределах Ярактинской площади была заложена в 1969 году. Уже через год был получен первый нефтяной фонтан с суточным объемом 100 м³. Это событие и ознаменовало открытие нового месторождение, названного Ярактинским.

В 2000 году была образована Иркутская нефтяная компания, которая приступила к промышленной добыче нефти в Иркутской области, в том числе на Ярактинском НГКМ.

В 2003 году был построен нефтепровод, соединяющий Ярактинское и Марковское месторождение протяженностью 94 км. До 2007 года нефть, добываемая на обоих месторождениях, поступала на перекачивающую станцию Марковского месторождения, а оттуда вывозилась автотранспортом на железнодорожный терминал Усть-Кут.

В 2007 году был введен в эксплуатацию участок нефтепровода от Марковского месторождения до ж/д станции Лена протяженностью 130 км и мощностью 750 тыс. тонн в год. Строительство трубопровода позволило исключить автомобильные перевозки из логистической схемы.

В 2011 году данный участок был законсервирован в связи с вводом в эксплуатацию нового нефтепровода, соединяющего Яракту и магистральный трубопровод ВСТО в районе нефтеперекачивающей станции №7. Длина линейного участка составляет 61 км.

1.3. Тектоника

В тектоническом отношении Ярактинское месторождение расположено в южной части Непско-Ботуобинской антеклизы Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (рисунок 1.2).

Непско-Ботуобинская антеклиза, площадь которой в пределах замкнутой изогипсы 2100 м по поверхности фундамента составляет 300 тыс. км², имеет северо-восточное простирание.

С юга антеклиза ограничена Ангаро-Ленской ступенью, с востока  глубоким Предпатомским региональным прогибом.

На западе и северо-западе антеклиза граничит с Присаяно-Енисейской синеклизой, Катангской и Сюгджерской седловинами. В центральной, наиболее приподнятой части антеклизы выделяется крупный погребенный Непский свод, площадь которого достигает 50 тыс. км².

Непский свод осложнен серией положительных и отрицательных структур более низкого ранга типа выступов, структурных носов и прогибов. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, как и в ряде других районов Иркутского амфитеатра в осадочной толще довольно отчетливо выделяется три структурно-тектонических этажа: подсолевой, солевой и надсолевой. Подсолевой структурный этаж включает комплекс отложений от поверхности кристаллического фундамента до кровли осинского горизонта усольской свиты.

---

Строение подсолевых отложений наиболее полно изучено глубоким бурением в пределах южного и юго-восточного склонов НепскоБотуобинской антеклизы, где поверхность фундамента и и подсолевых отложений полого воздымается к северу и северо-востоку. В среднем, по южному склону Непско-Ботуобинской антеклизы, градиент падения поверхности фундамента составляет 3,5 м на 1 км, а кровли мотской свиты около 2,7 м на 1 км. В направлении центральной наиболее приподнятой части свода происходит значительное сокращение мощности осадочного чехла, как за счет 41 выпадения из разреза базальных седиментационных циклов, так и в результате сокращения толщин перекрывающих толщ. Если в районе Ярактинской площади мощность осадочного чехла составляет в среднем 2500 м, то на Приображенской площади, расположенной в присводовой части структуры мощность чехла сокращается до 1600 м, что свидетельствует о длительном, унаследованном развитии Непского свода [1].



Рисунок 1.2 – Схема тектонического районирования и нефтегазоносности Лено-Тунгусской НГП (по А. Э. Конторовичу и др.)

1.4 Стратиграфия и литология

Наиболее древними образованиями на Ярактинском месторождении являются кристаллические породы фундамента, вскрытые всеми пробуренными скважинами. Толщина вскрытой части фундамента достигает 37 м. Породы фундамента и коры выветривания представлены, в основном, гранитами и гранодиоритами, в меньшей мере сланцами хлоритово-серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Возраст пород фундамента датируется как среднепротерозойский.

Отложения кембрия составляют основную часть разреза Ярактинского месторождения и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В разрезе нижнего кембрия выделяются отложения мотской, усольской, бельской, булайской, ангарской свит.

Толщина мотской свиты в пределах площади изменяется от 284 м до 332 м.

В основании осадочной толщи на Ярактинском месторождении залегают терригенные отложения ярактинской пачки (представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов). Для отложений пачки характерна 31 резкая литофациальная изменчивость пород по площади. С песчаниками ярактинской пачки связаны промышленные притоки нефти, газа и конденсата.

Толщина ярактинской пачки в пределах площади колеблется от 8 м до 43 м. Наибольшие толщины отмечаются в южной части площади, наименьшие на севере – северо-западе. Более выдержаны толщины в центральной части площади.

---

Смотрите также файлы

• Российская академия народного хозяйства и государственной службы при президенте российской федерации сибирский институт управления филиал ранхигс кафедра уголовного .docx

• Радиоавтография, определение, история.doc

• До свидания, лето, здравствуй, детский сад!.docx

• Как вы считаете, в данном случае оказываемую образовательную услугу можно считать дополнительной или рассматривать её как репетиторство Свой ответ поясните.doc

• Ход родительского собрания.doc