Курсовая с практикой на тему Определение эффективности трансформации системы разработки в процессе эксплуатации месторождения.
-
Оформление работы
-
Список литературы по ГОСТу
-
Соответствие методическим рекомендациям
-
И еще 16 требований ГОСТа,которые мы проверили
Введи почту и скачай архив со всеми файлами
Ссылку для скачивания пришлем
на указанный адрес электронной почты
Содержание:
1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О
МЕСТОРОЖДЕНИИ И РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ
1.1 Свойства и состав пластовых
флюидов
1.2 Литолого-стратиграфическая
характеристика разреза
2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ТРАНСФОРМАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 Проблема трансформаций систем
пластового давления в низкопроницаемых коллекторах
2.2 Оценка эффективности системы
поддержания пластового давления
2.3 Расчеты на гидродинамическом симуляторе
2.4 Анализ результатов исследования
СПИСОК
ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
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
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 |
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.