3

Содержание

	Введение	4
1.	Геолого-физическая характеристика пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения
	1.1 Общие сведения	5
	1.2 Стратиграфия	5
	1.3 Тектоника	7
	1.4 Строение залежи	8
	1.5 Литолого-петрографическая характеристика карбонатных пород	8
	1.6 Физико-коллекторские свойства карбонатных пород	9
	1.7 Состав и свойства пластовых жидкостей	11
	1.8 Энергетическая характеристика залежи	11
2.	Состояние разработки залежи и опытно-промышленного участка
	2.1 Анализ структуры фонда скважин по залежи	15
	2.2 Анализ динамики технологических показателей	18
	2.3 Режим разработки залежи	19
3.	Технология разработки опытно-промышленного участка	20
4.	Техническое обеспечение методом ПТВ
	4.1 Оборудование для производства пара	23
	4.2 Устьевая арматура и внутрискважинное оборудование	23
	4.3 Выбор способов эксплуатации скважин	25
5	Обработка призабойных зон скважин
	5.1 Обработка призабойных зон нагнетательных скважин	26
	5.2 Обработка призабойных зон добывающих скважин	26
	5.3 Расчет показателей ПЦО призабойных зон добывающих скважин	27
	5.4 Выводы и рекомендации	31
6.	Технико-экономическое обоснование рекомендаций	32
	Заключение	33
	Библиографический список	34

Введение

Крупная пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения с начальными балансовыми запасами нефти 616,8 млн.т расположена на глубине 1100-1400 м,характеризуется аномально высокой вязкостью нефти (7,1 Па*с) и крайней степенью неоднородности карбонатного коллектора. Залежь разрабатывается с 1977г.

Мировой опыт и многолетние исследования по залежи свидетельствуют о том, что эффективная разработка залежи возможна только путем применения тепловых методов воздействия на пласт. Это подтверждают опытные работы по закачке в пласт пара, которые проводятся на залежи с 1982 г. На основании положительных результатов опытных работ в 1985 г. Центральной Комиссией по разработке нефтяных месторождений была утверждена технологическая схема разработки залежи с применением теплоносителей, которая предусматривает добыть 168 млн. т нефти, что почти в 4 раза превышает возможную добычу нефти при применении традиционных технологий.

В 1993 г., институтом "Печорнипинефть" в рамках утвержденной технологической схемы был выполнен корректив к технологической схеме, в котором были уточнены технологические показатели разработки переданной части залежи с учетом фактической промысловой ситуации, сложившейся на залежи к этому времени. При этом принципиальные технологические положения, принятые утвержденной технологической схемой, остались без изменения.

Благодаря использованию высокоэффективного импортного оборудования для закачки в пласт пара в 1992 г. в зоне "Нобель ойл" впервые на залежи удалось довести до пласта пар высоких параметров, предусмотренных технологической схемой (температура до 330°С, давление до 13,0 МПа, сухость 0,6-0,7). В результате этого были получены высокие технологические показатели, позволяющие даже в сложных геологических условиях осуществлять рентабельную добычу нефти. Одной из важных предпосылок рентабельной разработки является высокий уровень созданной инфраструктуры района и обустройства Усинского месторождения.