Курсовая с практикой на тему Определение эффективности трансформации системы разработки в процессе эксплуатации месторождения.

Содержание:

Введение. 3

1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О
МЕСТОРОЖДЕНИИ И РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ.. 4

1.1 Свойства и состав пластовых
флюидов. 4

1.2 Литолого-стратиграфическая
характеристика разреза. 6

1.3 Тектоническое строение. 10

1.4 Запасы углеводородов. 14

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ТРАНСФОРМАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ   16

2.1 Проблема трансформаций систем
пластового давления в низкопроницаемых коллекторах. 16

2.2 Оценка эффективности системы
поддержания пластового давления  23

2.3 Расчеты на гидродинамическом симуляторе. 24

2.4 Анализ результатов исследования. 28

Заключение. 31

СПИСОК
ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ.. 32

Введение:

Ватинское нефтяное месторождение расположе­но в
Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской
области, в 50 км от города Нижневартовска. Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация
месторождения начата в 1965 г., промышленная – в 1966 г. Открыто 47 залежей,
которые заключены в 24 пластах. Сильное наслоение пластов требует извлечение
нефти с разных горизонтов, которые располагаются на глубине 1700-2400 метров. В настоящее время выработано около 70% месторождения,
остальные запасы относятся к трудно извлекаемым. Тем не менее, до сих пор
Ватинское месторождение представляет интерес для промышленной разработки. Из-за
многопластовой структуры месторождения карта кустов охватывает почти всю его
территорию, что позволяет ее отнести, к наиболее крупным не только по запасам
нефти, но и по площади.

Основным результатом успешной разработки любого
месторождения является его конечный коэффициент нефтеотдачи (КИН). На КИН могут
влиять как геологические свойства коллекторов, так и технологические параметры
разработки месторождений. Если геологию пластов месторождения изменить
невозможно, то основной технологический параметр – систему разработки можно
выбрать. Именно система разработки отвечает за КИН, темпы отбора, обводнения, а
также накопленный чистый дисконтированный доход (NPV), которые и характеризуют
эффективность разработки месторождений.

Заключение:

В связи с постепенным истощением традиционных продуктивных
пластов, актуальной является задача вовлечения в разработку объектов с
трудноизвлекаемыми запасами. Решению этой задачи способствует активное развитие
технологий, которые позволяют осуществлять рентабельную разработку таких
объектов. В данной работе рассматривается один из сложнейших объектов
разработки с трудноизвлекаемыми запасами на территории Тюменской области, и
обсуждаются особенности организации системы заводнения на этом объекте.
Исследование проведено на примере Ватинское месторождения, но
результаты и выводы применимы в условиях других месторождений.

Приведенным анализам подтверждено, что на низкопродуктивных
коллекторах требуется более интенсивная по воздействию на пласт система
заводнения. В рамках ОПР рекомендуются оценка эффективность применения
трансформированной сетки на разбуренных участках и применение пятиточечной
системы разработки в неразбуренных зонах.

Фрагмент текста работы:

1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ И РЕАЛИЗУЕМОЙ
СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ

1.1 Свойства и состав пластовых флюидов

Для изучения физико-химических свойств нефти из трёх
скважин Ватинского месторождения (850Р, 1337Р, 4757) было
отобрано и изучено десять глубинных проб нефти. В скважинах №1337Р и
4757 глубинные пробы отобраны из пласта АВ2, интервалы отбора проб –
1857.0-1860.0 и 1818.5-1826.0 м. В скважине №850Р пробы отобраны из пласта Ю11,
интервал отбора – 2564.0-2567.0 м.

Комплекс
проведённых исследований включает в себя следующие параметры: физические
свойства нефти в пластовых условиях, физические параметры нефти и выделяющегося
нефтяного газа при однократном разгазировании, при пластовых условиях,
физические параметры нефти и нефтяного газа при условии промысловой сепарации,
объемный коэффициент (при условии промысловой сепарации), компонентный состав
нефти, компонентный состав газа, физические параметры и фракционный состав
дегазированной нефти.

Свойства
пластовой нефти по пластам АВ2 и Ю1 с учётом новых проб
из скважин 850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Свойства пластовой нефти
пластов АВ2 и ЮВ1 Ватинского месторождения. Наименование параметра Пласты АВ2 ЮВ1 Пластовое давление, МПа 17,4 24,98 Пластовая температура, ºС 74 96 Давление насыщения, МПа 7,48 11,14 Газосодержание, м3/т 41,7 148,9 Плотность в условиях
пласта, кг/м3 788,9 631,4 Вязкость в условиях пласта, мПа с 2,31 1,01 Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4 12,14 18,9 Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20ºС: при однократном разгазировании 1,049 1,263 при дифференциальном разгазировании 0,948 1,115 Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20ºС: при однократном разгазировании 865,0 838,0 при дифференциальном разгазировании 858,5 816,5 Физико-химическая
характеристика дегазированной нефти пласта АВ2 с учётом двух новых
проб из скважин №1337Р и №4757 представлены в таблице 1.2.