Расчет эффективности ГРП по трем объектам месторождения
Географическое, административное положение и природно-климатические условия Урьевского месторождения. Геолого-физические характеристики пород-коллекторов и вмещающих флюидов месторождения. Определение химического состава и свойства пластовых вод.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 19.05.2015 |
| Размер файла | 494,1 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
Курсовой проект по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» на тему:
«Расчет эффективности ГРП по трем объектам месторождения».
Выполнил: ст.гр. РН-10-4 Кибишев А.А.
Проверил: доц. Телков В.П.
Москва, 2015
Содержание
1. Введение
2. Геолого-физические характеристики пород-коллекторов и вмещающих флюидов
3. Расчет эффективности проведения ГРП
4. Использованная литература
1. Введение
Географическое и административное положение месторождения.
Местонахождение ТПП «Лангепаснефтегаз»: Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, город Лангепас.
Урьевское месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Открыто в 1972г. В эксплуатацию вступило в 1978г. Оно располагается в 90 км. от города Нижневартовск и в 10 км. от города Лангепас, в котором находится ТПП «Лангепаснефтегаз», осуществляющее разработку месторождения.
Для хозяйственно-питьевого водоснабжения населения используются воды турон-четвертичного возраста (минерализация 275-535 мг/л). По химическому составу воды гидрокарбонатные натриево-магниево-кальцевые, отвечают требованиям ГОСТ 2674-73 и в санитарно-бактериологическом отношении здоровые.
При разработке нефтяных залежей для целей ППД широко используются воды сеноманского возраста.
Из полезных ископаемых, приуроченных к поверхности, имеются песчано-гравийные смеси, строительные пески, керамзитовые и кирпичные глины.
Природно-климатические условия района месторождения.
Климат района резко континентальный. Зима холодная (до 45 - 50 С в январе) и снежная, с метелями и заносами. Короткое, но довольно теплое лето (до +30С в июле). Весна и осень продолжительные, часто холодные с сильной распутицей. Среднегодовая температура - 3,2C - 2,6C, количество осадков 400 - 500 мм в год, большая их часть приходится на август и февраль. Ледостав на реках и озерах начинается в октябре - ноябре, ледоход во второй половине мая. Глубина снежного покрова 0,8 - 1,0 м на открытых и 1,5 м - залесенных участках. Промерзание грунта достигает 2 м, болот наглубину до 10 м. Преобладающие ветры зимой - северные и северо - восточные, летом - западные и юго - западные.
Район месторождения представляет собой слабо расчлененную, сильно заболоченную и залесенную равнину. Гидрографическая сеть представлена извилистыми лесными речками с многочисленными мелкими притоками. К ним относятся Урьевский Еган, Ван-Еган, Егу-Урий и др. Реки несудоходны, переправы через них затруднены. Уровень грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине 0-5 м, а на водоразделах до 25м.
Стратиграфия и литология.
Геологический разрез Урьевского месторождения представлен терригенными отложениями платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста, залегающими с резким угловым несогласием на образованиях палеозойского фундамента. Доюрский комплекс - породы складчатого фундамента на Урьевском месторождении вскрыты скважинами 133П, 134П, 142П. Скважиной 133П пройдено по породам комплекса около 500м. По керну отложения представлены глубоко метаморфизованными осадочными и эффузивными породами. По результатам литолого-петрофизических исследований в скважине 134П установлено наличие в разрезе доюрского комплекса трех основных литологических типов пород. Нижняя часть вскрытого разреза (интервал глубин 3192 - 3214 м) представлена серыми графитосодержащими кварцитопесчаниками, имеющими вероятно позднедевонский- раннекаменноугольный возраст. С этими породами, имеющими трещинно-кавернозный тип коллектора, связывается получение в скважине небольшого количества парафинистой нефти. Выше по разрезу, в интервале глубин 3176-3192 м, со стратиграфическим и угловым несогласием залегают светло серые осадочные породы типа фангломератов, имеющие предположительно триасовый возраст. Завершает доюрский разрез (интервал глубин 2985 -3176 м) мощная толща эффузивов андезитового состава триасового возраста.
Юрская система (J) - отложения юрского возраста залегают несогласно на образованиях доюрского комплекса и представлены всеми тремя отделами. В их разрезе выделяются тюменская свита ранне-среднеюрского возраста, васюганская, юрских отложений по материалам глубоких скважин составляет 320 - 370 м.
Тюменская свита (J1-2 kl) представлена комплексом континентальных образований и сложена преимущественно глинисто-алевритовыми породами, а также глинистыми и карбонатизированными песчаниками. Породы обогащены углистым материалом, встречаются прослои углей.
Разрез свиты характеризуется неравномерным частым чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов и пропластков различной толщины. По материалам ГИС и опробования в глубоких скважинах установлено отсутствие в разрезе свиты пластов-коллекторов. Общая толщина свиты 220 - 270 м.
Васюганская свита (J 3 oxf) разделена на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена в основном глинами с редкими пропластками алевролитов. Верхняя подсвита сложена чередующимися по разрезу песчано-алевритовыми и глинистыми пропластками, которые объединены в состав регионально нефтеносного горизонта ЮВ1. В пределах месторождения в разрезе горизонта выделяются два самостоятельных песчано-алевритовых пласта, ЮВ1/1 и ЮВ1/2, содержащих залежи нефти. Общая толщина свиты составляет 75 - 80 м.
Георгиевская свита (J 3 km) представлена глинами с включениями глауконита, пирита. Свита служит хорошим репером, имея положительную аномалию на диаграмме ПС и низкое сопротивление.
Ее толщина составляет 2-7 м.
Баженовская свита (J 3 vl), завершающая разрез юры, представлена характерными битуминозными глинами. По ГИС ее отличают наиболее высокие показания КС, естественной радиактивности. На площади месторождения отдельными скважинами (1Р, 10Р, 1009 и др.) вскрыт «аномальный разрез» баженовской свиты, где в толще битуминозных глин присутствуют песчано-алевритовые пропластки.
Отложения баженовской свиты являются региональным репером в разрезе платформенного чехла. С ними связывается опорный отражающий горизонт «Б». Общая толщина свиты составляет 18 - 24 м.
Меловая система (К)-в разрезе отложений мелового возраста выделяются мегионская, ванденская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Возрастная граница ранне-позднемеловых образований определена в низах покурской свиты. Общая толщина отложений мелового возраста изменяется от 2,2 до 2,4 км.
Мегионская свита (K 1 br + v) в нижней части (около 60 -100 м разреза) сложена неравномерно чередующимися песчано-алевритовыми и глинистыми пластами, выделяемыми в состав ачимовской пачки берриасского возраста; в средней части мощностью до 80 - 140 м, практически однородной толщей глин; в верхней части (135 - 160м) - крупными песчано-алевритовыми горизонтами БВ10 и БВ8 и, перекрывающими их мощными, соответственно до 70 и 20 м, толщами глин. Глины, перекрывающие эти пласты, являются надежными покрышками для залежей и используются в качестве реперных горизонтов.
С пластами горизонтов БВ8 и БВ10 связаны промышленные скопления нефти на месторождении. Кроме того, получены признаки нефтеносности ачимовских отложений на Ахской площади.
В целом общая толщина мегионской свиты составляет 340 - 360 м.
Ванденская свита (К1 v+h+br) сложена неравномерным чередованием по разрезу песчано-алевритовых и глинистых пластов и пачек. Только два песчано-алевритовых горизонта - БВ5 и БВ6-7, залегающих в низах свиты, уверенно прослеживаются по площади месторождения, а перекрывающие их глины обеспечивают гидродинамическую изоляцию этих резервуаров. Для вышезалегающих отложений присуще резко неоднородное строение, невыдержанность развития песчаных пластов и перекрывающих их глин по простиранию. Соответственно характеру строения в разрезе нефтеносны только два пласта - БВ6 и АВ2.
Общая толщина свиты изменяется от 410 - 470 м.
Алымская свита (К1 ap). Сотоит из двух подсвит.
Нижняя подсвита, сформировавшаяся в условиях последовательной морской трансгрессии, представлена ритмичным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов, которые выделены в состав горизонта АВ1, регионально нефтегазоносного в районе. Горизонт перекрывается характерными глубоководноморскими глинистыми отложениями кошайской пачки, которые по ГИС выделяются минимальными значениями КС, наличием обширной каверны. Глины кошайской пачки, имеющие толщину 35-40 м, являются надежной покрышкой для залежей нефти в пластах горизонта АВ1. На Урьевском месторождении наиболее крупная по размерам и запасам залежь нефти приурочена к нижнему в горизонте пласту АВ1(3).
В сейсмогеологическом разрезе с отложениями свиты связаны региональные отражающие горизонты М и М1.
Общая толщина свиты составляет 90-100 м.
Покурская свита (К1 ap-al + K2 cm) представлена комплексом континентальных песчано-глинистых отложений и характеризуется неравномерным чередованием по разрезу песчано-алевритовых, глинистых пластов и пачек, невыдержанных по простиранию.
Общая толщина свиты составляет 720 - 750 м.
Кузнецовская свита (K 2 t) трансгрессивно залегает на отложениях покурской свиты. Разрез представлен морскими глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, участками алевритистыми. В глинах кузнецовской свиты встречена фауна пелеципод, аммонитов, фораминифер туронского возраста. Толщина осадков свиты 22-28 м.
Березовская свита (K 2 cn+st+cp). Отложения свиты, выделяемые в объеме коньяк- сантон- кампанского возраста, подразделяются на две подсвиты, нижнюю - опоковидно-глинистую и верхнюю - преимущественно глинистую. В кровле нижней подсвиты выделяется пласт опоковидных темно- серых и голубовато-серых глин, фиксирующихся на каротажных диаграммах.
В этих глинах встречаются единичные обрывки пиритизированных водорослей, рыбный детрит, остатки раковин двустворок, ходы илоедов, фораминиферы и спикулы губок. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, зеленовато- серыми, слабоалевритистыми, встречены фораминиферы, характерные для кампанского яруса.
Толщина березовской свиты 95-103 м.
Ганькинская свита (K 2 m-d). Разрез меловых отложений завершается осадками ганькинской свиты маастрихт-датского возраста. Литологически свита сложена глинами серыми, в нижней части с зеленоватым оттенком, алевролитовыми, известковистыми, переходящими в кровле в глинистые мергели, с раковистым изломом, в верхней части с растительными остатками.
Среди фауны встречаются пелециподы, гастроподы, которые имеют господствующее значение. Литология пород и фауны указывает на существование в маастрихт- датское время открытого морского бассейна с нормальной соленостью. Толщина ганькинской свиты 98 -103 м.
Палеогеновая система (P)- разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых пород выделяются отложения талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской, туртасской свит.
Общая толщина отложений палеогена составляет около 300 - 400 м.
Талицкая свита (Р 1). Литологически свита представлена глинами в верхней части темно-серыми до черных, внизу зеленоватыми, жирными на ощупь, иногда алевритистыми, с линзами известковистого песчаника. Палеогеновый возраст отложений талицкой свиты устанавливается по фауне фораминифер, обнаруженных в нижней части свиты. Толщина талицкой свиты 84-96 м.
Люлинворская свита (Р 2). Разрез свиты, приурочен к эоценовому отделу, подразделяется на нижнюю, среднюю, и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита сложена опоковидными глинами с единичными прослоями кварцево- глауконитового песчаника. Средняя подсвита представлена плотными глинами алевритистыми и опоковидными.
Верхняя подсвита сложена глинами зеленоватами, плотными, листоватыми, с раковистым изломом, с прослойками глинистого алевролита. Осадки содержат фауну фораминифер и диатомовые водоросли. Толщина свиты 175 -186 м.
Тавдинская свита (Р 2 - Р 3). Отложения свиты, приуроченные к верхнему эоцену и нижнему олигоцену, делятся на две подсвиты: нижнюю, преимущественно песчаную с глинистыми прослоями и верхнюю - слагающуюся зеленоватыми глинами с редкими прослоями песков. Присутствует фауна пелеципод, фораминифер, радиолярий. Толщина свиты до 100 м.
Атлымская свита (Р 3\1). На размытой поверхности тавдинских глин залегают континентальные отложения атлымской свиты среднеолигоценового возраста, сложенные песками серыми мелко- среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослоями глин. По характеру литологии и комплексу органических остатков атлымская свита отличается от нижележащих пород. Толщина атлымской свиты 110 - 120 м.
Новомихайловская свита (Р 3\2). Отложения свиты олигоценового возраста несогласно залегают на породах атлымской свиты, представлены неравномерным переслаиванием песков и глин. Пески серые, светло-серые, тонкозернистые, кварцевопалевошпатовые, с включениями растительных остатков. Глины коричневато-серые, песчано-алевритистые, с включениями бурого угля. Вниз по разрезу увеличивается содержание глин. Породы свиты представляют комплекс озерно-аллювиальных образований. Толщина свиты около 110 м.
Туртасская свита (Р 3\3). Завершают разрез кайнозойских осадков породы туртасской свиты, сложенные глинами зеленовато- серыми, плотными, микрослоистыми, алевритистыми, с редкими прослоями и линзами алеврита светло-серого. Свита характеризуется спорово- пыльцевым комплексом с преобладанием пыльцы голосеменных растений над покрытосеменными спорами и диатомовой флорой. Толщина свиты около 90м.
2. Геолого-физические характеристики пород-коллекторов и вмещающих флюидов
Свойства пород-коллекторов
В пределах Урьевского месторождения вскрыты продуктивные пласты АВ1/3 (алымская свита), АВ2, БВ6 (ванденская свита), БВ8, БВ10 (мегионская свита), ЮВ1/1, ЮВ1/2 (васюганская свита) в возрастном диапазоне от апта до средней юры, имеющие неоднозначные текстурно-структурные, и, соответственно, литолого-физические параметры, обусловленные как условиями осадконакопления, так и последующими постседиментационными изменениями пород-коллекторов.
Пласт ЮВ1. стратиграфически приурочен к верхам васюганской свиты. В составе горизонта выделяются продуктивные пласты ЮВ1/1 и ЮВ1/2 представленные неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с прослоями и линзами карбонатных пород. Характерной является очень мелкая линзовидная текстура, так называемая "рябчиковая", обусловленная наличием микрослоев и линзочек глин и углистого материала.
На площади месторождения в пласте ЮВ1 выделены основная залежь нефти, залежь приуроченная к северной оконечности Северо-Покурского поднятия и четыре мелких.
Промышленно нефтеносной на Урьевском месторождении является залежь пласта ЮВ1/1. Пласт ЮВ1/2 имеет зональное развитие в пределах основной залежи и в районе поисковой скважины 144П на Таежной структуре.
Основная залежь нефти пласта ЮВ1/1 охватывает площади Урьевской, Южно-Урьевской структур и распространяется на западное погружение Урьевского куполовидного поднятия.
Залежь характеризуется сложным геологическим строением. Имеет как структурный, так и литологический контроль. В связи с резко неоднородным строением пласта, присутствием обширных зон замещения коллекторов, характеризуется различными уровнями ВНК по площади. В восточной части залежи ВНК наклонен в северном направлении от -2540 м до -2587 м. В западной погружается до -2700 м.
На западе залежь выходит за лицензионные границы месторождения, распространяется к югу вдоль погружения Чумпасской площади и, очевидно, сливается с залежью Лас- Еганского месторождения на севере. По характеру изменения нефтенасыщенных толщин различаются восточная, центральная и западная части залежи.
В восточной части залежи, характеризующейся наиболее неоднородным строением пласта, толщины изменяются от 1,2 м до 13,2 м. В центральной части пласт имеет выдержанное строение, но его толщины варьируют в пределах 1,0 - 3,6 м. В западной части пласт также достаточно выдержан и характеризуется нефтенасыщенными толщинами от 3 м до 12,6 м, с сокращением вблизи зон глинизации до 1,2 м - 2,4 м. В среднем по залежи нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м.
При испытании пласта были получены притоки нефти с начальными дебитами 1,02 - 33 м3/сут.
Таким образом, залежь пласта ЮВ1/1 характеризуется сложным геологическим строением. Является пластовой, литологически ограниченной. Ее протяженность в широтном направлении достигает 30 км, ширина изменяется от 3 км до 12 км, высота составляет 160 м.
Залежь пласта ЮВ1/2 имеет зональное развитие со сложной конфигурацией, в песчаной фракции преимущественно развита в центральной части Урьевской структуры, в районе разведочных скважин 1, 2, 9, 10. Ее границы обусловлены зонами отсутствия коллекторов, имеющими извилистые очертания, и контуром ВНК. Поверхность ВНК наклонена на север от -2540 -2550 м до -2587 м.
Нефтеносность залежи дополнительно к результатам разведочных скважин подтверждена 2 эксплуатационными скважинами, которые дали слабые притоки нефти дебитами 0,7 - 1,1 т/сут. А также результатами совместной эксплуатации с пластом ЮВ1/1 еще в 5 скважинах, которые работали с начальными дебитами нефти 3,9 - 14,7 т/сут. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 0,8 м до 5,4 м, в среднем составляют 2,4 м.
Залежь является пластовой, литологически ограниченной. Имеет размеры 4 х 0,5 км, высоту до 30 м.
Кроме основной залежи выявлена нефтеносность пласта ЮВ1 в районах отдельных скважин : 175Р, 93Р и 98Р, 81Р (Ахская площадь), 144П (Таежная площадь), 148П и 151П (Северо-Покурское поднятие).
Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, реже -среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, буровато-серые, однородные, или слоистые вследствие смены зернистости осадка, а также концентрации УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. Слоистость косо-волнистая, линзовидная, мелкая косая, горизонтальная. Характерно повышенное содержание пирита, нередко образующего крупные стяжения, а также карбонатных линз прослоев.
По вещественному составу исследованные коллекторы относятся к полимиктовому типу. Основными породообразующими компонентами являются кварц (40-50%) и полевые шпаты (25 -30%, до 40%) при стабильном преобладании кварца. Локально песчаники обогащены обломками интрузивных, эффузивных и осадочных пород в различных соотношениях и слюдами.
Все кластические компоненты, кроме кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию и в различной степени изменены. Зерна кварца чистые, прозрачные, или мутные вследствие обильных воздушно-газовых включений. Полевые шпаты представлены микроклинами, ортоклазами и плагиоклазами.
Основная масса глинистого цемента коллекторов имеет аутигенное происхождение, представлена преимущественно каолинитом, с примесью хлорита, гидрослюды и характеризуется неоднородным пленочно-порово-базальным распределением. Карбонатный цемент в основной массе коллекторов имеет локально-поровое распределение (0,5 - 1%).
В целом по пласту ЮВ1/1 доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,188 мм), хорошо отсортированные (Sо=1,73), малоглинистые (8,4%) и малокарбонатные (0,8%), которые в данных фациальных условиях обычно являются коллекторами IV - V классов.
Среднее значение пористости по пласту 15,7%, породы с пористостью выше 18% составляют всего 16%.
Среднее значение проницаемости по пласту составило 28,6,1*10-3 мкм2.
Свойства пластовых флюидов.
Пластовые нефти Урьевского месторождения являются типичными для рассматриваемого района. В условиях пласта нефти Урьевского месторождения легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений при относительно низкой плотности дегазированной нефти. В приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.
Вниз по разрезу месторождения увеличивается содержание растворенных углеводородов, количество светлых фракций, твердых парафинов, снижается содержание смол, асфальтенов, соответственно уменьшается плотность нефтей.
В составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).
На основании критериев, предусмотренных стандартом ГОСТ 912-66, нефти Урьевского месторождения легкие и сравнительно легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 55%.
Пласт АВ1-2. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 823 до 891 кг/м3, в среднем составляет 864 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,92 %), смолистой (8,07 %), сернистой (0,84 %), с содержанием асфальтенов - до 4,86 % (в среднем 3,16 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °C) составляет порядка 24,3 % объемных, светлых (до 300 °С) - порядка 43,3 % объемных.
Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание - 43 м3/т, плотность пластовой нефти - 806 кг/м3, сепарированной - 862 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 2,23 МПа•с (таблица 2.5.1).
По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание - 38,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,099, плотность сепарированной нефти - 858 кг/м3.
Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана - 85,91 %, этана - 2,78 %, пропана - 3,53 %, изобутана - 1,57 % (таблица 2.5.2).
Пласт БВ6. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 831 до 900 кг/м3, в среднем составляет 874 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,97 %), смолистой (в среднем 8,38 %), сернистой (в среднем 1,43 %), с содержанием асфальтенов - в среднем 1,32 %. Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 20,5 % объемных, светлых (до 300 °С) - порядка 39 % объемных.
Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание - 44 м3/т, плотность пластовой нефти - 809 кг/м3, сепарированной - 872 кг/м3. Вязкость пластовой нефти - 2,17 МПа•с, т.е. нефть маловязкая.
По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание - 39 м3/т, объемный коэффициент - 1,108, плотность сепарированной нефти - 865 кг/м3.
Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана - 83,48 %, этана - 3,43 %, пропана - 3,88 %, изобутана - 1,4 %.
Пласт БВ8. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 846 до 916 кг/м3, в среднем составляет 860 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,74 %), смолистой (в среднем 5,13 %), сернистой (в среднем 0,84 %), с содержанием асфальтенов - в среднем 1,5%. Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 25,4 % объемных, светлых (до
300 °С) - порядка 41,4 % объемных.
Пластовая нефть имеет следующие средние параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание - 62 м3/т, плотность пластовой нефти-772 кг/м3, сепарированной - 855 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость - 1,58 МПа•с.
По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание - 54 м3/т, объемный коэффициент - 1,164, плотность сепарированной нефти - 849 кг/м3.
Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана - 73,35 %, этана - 5,81 %, пропана - 8,87 %, изобутана - 2,59 %.
Пласт БВ10. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 832 до 880 кг/м3, в среднем составляет 847 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,42 %), смолистой (6,82 %), сернистой (0,98 %), с содержанием асфальтенов - до 6,32 % (в среднем 1,64 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 28,4 % объемных, светлых (до 300 °С) - порядка 52,3 % объемных.
Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание - 75 м3/т, плотность пластовой нефти - 772 кг/м3, сепарированной - 844 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 0,94 МПа•с.
По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание - 65,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,167, плотность сепарированной нефти - 840 кг/м3.
Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана - 67,28 %, этана - 9,95 %, пропана - 12,54 %, изобутана - 1,97 %.
Ачимовская толща. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 840 до 844 кг/м3, в среднем составляет 842 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 1,65 %), смолистой (5,24 %), сернистой (0,84 %), с содержанием асфальтенов - до 0,88 % (в среднем 0,58 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 30,6 % объемных, светлых (до 300 °С) - порядка 55,4 % объемных.
Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание - 98 м3/т, плотность пластовой нефти - 752 кг/м3, сепарированной - 837 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 0,63 МПа•с.
По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание - 82,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,194, плотность сепарированной нефти - 833 кг/м3.
Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана - 67,72 %, этана - 12,48 %, пропана - 12,09 %, изобутана - 1,04 %.
Пласт ЮВ1. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 825 до 913 кг/м3, в среднем составляет 850 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,03 %), смолистой (5,18 %), сернистой (0,94 %), с содержанием асфальтенов - до 0,78 % (в среднем 0,46 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 27,9 % объемных, светлых (до 300 °С) - порядка 49,8 % объемных.
Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание - 98 м3/т, плотность пластовой нефти - 759 кг/м3, сепарированной - 844 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 0,88 МПа•с.
По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание - 84,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,200, плотность сепарированной нефти - 835 кг/м3.
Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана - 68,41 %, этана - 11,24 %, пропана - 11,38 %, изобутана - 1,5 %.
Химический состав и свойства пластовых вод.
Химический состав и физические свойства пластовых вод в основном изучались по поверхностным пробам, отобранным при испытании скважин. Как показали результаты исследований, пластовые воды преимущественно хлоридно-кальциевого типа (по В. А. Сулину).
Концентрация полезных микрокомпонентов значительно ниже промышленных кондиций и не представляют интереса в качестве источника минерального сырья. Измеренная минерализация вод (по качественным пробам) колеблется от 20,8 до 26,6 г/л. В пластовых условиях воды имеют плотность в пределах от 981 до 997 кг/м3 при вязкости в диапазоне от 0,31 до 0,44 мПа•с.
Максимальная величина газосодержания отмечается на локальных участках вблизи ВНК, достигая 2,3 - 2,8 м3/ м3, и уменьшается к периферии до 0,8 - 1 м3/ м3.
Химический состав хлоридно-кальциевых вод Урьевского месторождения отличается большим содержанием ионов Na+ и Cl-. Максимальное количество ионов Na+ и Cl-, достигает - 9078,9 мг/л и 16829,9 мг/л, соответственно. Также, хотя и в меньшем количестве присутствуют ионы Ca++ - 687,8-1192,2 мг/л.
месторождение порода флюид пластовый
3. Расчет эффективности проведения ГРП
Исходные данные
|
Месяц |
июн.10 |
июл.10 |
авг.10 |
сен.10 |
окт.10 |
ноя.10 |
дек.10 |
янв.11 |
фев.11 |
|
|
Всего по участку (Qн),т |
122020 |
123176 |
124182 |
125166 |
126141 |
127075 |
128089 |
129209 |
130048 |
|
|
Всего по участку (Qж),т |
166599 |
168828 |
171080 |
173175 |
175241 |
177392 |
179786 |
182741 |
185694 |
|
|
мар.11 |
апр.11 |
май.11 |
июн.11 |
июл.11 |
авг.11 |
сен.11 |
окт.11 |
ноя.11 |
||
|
131035 |
132021 |
132974 |
133957 |
135766 |
136928 |
138317 |
139787 |
141437 |
||
|
188985 |
192102 |
195319 |
198427 |
203249 |
207201 |
211675 |
216673 |
221863 |
Расчет
1. Необходимо исключить из множества характеристик вытеснения те, которые не могут быть использованы для исходных данных. В них при расчетах могут проявиться арифметические ошибки или они могут давать неверные результаты с высокой корреляцией.
Оставшиеся характеристики следующие:
Qн=А+В·lnQж
Qн=А+В·Qж-0,5
Qн=А+В·Qж0,5
Qн=А+В·Qж-1
2. Для каждой модели определяем свои коэффициенты А и В методом наименьших квадратов. В расчете использовался офисный пакет Microsoft Office Excel. В итоге получаем:
Qн = - 702430 + 68608 lnQж
Qн = 265243 - 6·107 · Qж-0.5
Qн = 9190,8 + 322,73 · Qж
Qн = 196635 - 1010 · Qж-1
При этом соответствующие величины аппроксимации:
R12 = 0,9933
R22 = 0,9949
R32 = 0,9914
R42 = 0,9963
Выбираем 1, 2 и 4 характеристику как наиболее подходящие.
3. Строим графики характеристик вытеснения с нанесением исходных данных (синий и красный маркер - фактические данные, зелёный - рассчитанные величины).
Qн = - 702430 + 68608 · Qж
|
июн.10 |
июл.10 |
авг.10 |
сен.10 |
окт.10 |
ноя.10 |
дек.10 |
янв.11 |
фев.11 |
||
|
Qн (факт.) |
122020 |
123176 |
124182 |
125166 |
126141 |
127075 |
128089 |
129209 |
130048 |
|
|
Qн (расч.) |
122467,6542 |
123379,5 |
124288,6 |
125123,7 |
125937,3 |
126774,3 |
127694 |
128812,5 |
129912,3 |
|
|
ДQ |
-447,654192 |
-203,504 |
-106,617 |
42,33003 |
203,6717 |
300,6676 |
394,958 |
396,4696 |
135,6622 |
|
мар.11 |
апр.11 |
май.11 |
июн.11 |
июл.11 |
авг.11 |
сен.11 |
окт.11 |
ноя.11 |
|
|
131035 |
132021 |
132974 |
133957 |
135766 |
136928 |
138317 |
139787 |
141437 |
|
|
131117,6 |
132240 |
133379,4 |
134462,5 |
136109,8 |
137431 |
138896,7 |
140497,8 |
142121,8 |
|
|
-82,6081 |
-218,955 |
-405,372 |
-505,497 |
-343,813 |
-503,032 |
-579,687 |
-710,808 |
-684,812 |
Qн = 265243 - 6·10^7· Qж
|
июн.10 |
июл.10 |
авг.10 |
сен.10 |
окт.10 |
ноя.10 |
дек.10 |
янв.11 |
фев.11 |
||
|
Qн (факт.) |
122020 |
123176 |
124182 |
125166 |
126141 |
127075 |
128089 |
129209 |
130048 |
|
|
Qн (расч.) |
122428,1883 |
123374,1 |
124310,9 |
125166 |
125994,2 |
126841 |
127765,5 |
128881,6 |
129970,2 |
|
|
ДQ |
-408,188345 |
-198,098 |
-128,932 |
0,005307 |
146,8397 |
234,0209 |
323,4638 |
327,3989 |
77,80977 |
|
мар.11 |
апр.11 |
май.11 |
июн.11 |
июл.11 |
авг.11 |
сен.11 |
окт.11 |
ноя.11 |
|
|
131035 |
132021 |
132974 |
133957 |
135766 |
136928 |
138317 |
139787 |
141437 |
|
|
131153,2 |
132245,5 |
133345,3 |
134382,4 |
135944 |
137183 |
138543,6 |
140013,4 |
141486,8 |
|
|
-118,189 |
-224,492 |
-371,307 |
-425,353 |
-177,979 |
-254,992 |
-226,57 |
-226,384 |
-49,7885 |
Qн = 196635 - 10^10· Qж
|
июн.10 |
июл.10 |
авг.10 |
сен.10 |
окт.10 |
ноя.10 |
дек.10 |
янв.11 |
фев.11 |
||
|
Qн (факт.) |
122020 |
123176 |
124182 |
125166 |
126141 |
127075 |
128089 |
129209 |
130048 |
|
|
Qн (расч.) |
122415,979 |
123395,9 |
124360 |
125234,3 |
126076,1 |
126931,7 |
127859,8 |
128971,9 |
130048 |
|
|
ДQ |
-395,979014 |
-219,877 |
-177,955 |
-68,3089 |
64,91417 |
143,3388 |
229,1809 |
237,0569 |
0,044693 |
|
мар.11 |
апр.11 |
май.11 |
июн.11 |
июл.11 |
авг.11 |
сен.11 |
окт.11 |
ноя.11 |
|
|
131035 |
132021 |
132974 |
133957 |
135766 |
136928 |
138317 |
139787 |
141437 |
|
|
131207,5 |
132269,1 |
133329,3 |
134320,8 |
135799,2 |
136959,5 |
138220,9 |
139568,3 |
140903,2 |
|
|
-172,507 |
-248,118 |
-355,256 |
-363,826 |
-33,2041 |
-31,5415 |
96,14752 |
218,7073 |
533,7564 |
4. Определим конечный эффект от мероприятия:
ДQк = УQi / 3 = (- 684,812 - 49,7885 + 533,7564)/3 ? - 67 т.
Второй объект
Исходные данные
|
Месяц |
июн.07 |
июл.07 |
авг.07 |
сен.07 |
окт.07 |
ноя.07 |
дек.07 |
янв.08 |
фев.08 |
|
|
Всего по участку (Qн),т. |
47148 |
47751 |
48433 |
49034 |
49674 |
50296 |
50885 |
51557 |
52134 |
|
|
Всего по участку (Qж),т. |
49536 |
50179 |
50928 |
51628 |
52378 |
53125 |
53827 |
54657 |
55387 |
|
мар.08 |
апр.08 |
май.08 |
июн.08 |
июл.08 |
авг.08 |
сен.08 |
окт.08 |
ноя.08 |
дек.08 |
янв.09 |
|
|
52619 |
53183 |
53667 |
54235 |
54810 |
55425 |
55947 |
56500 |
56840 |
57334 |
57717 |
|
|
56085 |
56851 |
57528 |
58312 |
59122 |
59926 |
60708 |
61519 |
62038 |
62751 |
63392 |
|
фев.09 |
мар.09 |
апр.09 |
май.09 |
июн.09 |
июл.09 |
авг.09 |
сен.09 |
окт.09 |
ноя.09 |
дек.09 |
|
|
58139 |
58535 |
58939 |
59363 |
59729 |
60156 |
60463 |
60806 |
61084 |
61336 |
61674 |
|
|
63987 |
64542 |
65149 |
65798 |
66414 |
67029 |
67607 |
68166 |
68667 |
69079 |
69676 |
Qн = 42523· lnQж-41240
|
|
июн.07 |
июл.07 |
авг.07 |
сен.07 |
окт.07 |
ноя.07 |
дек.07 |
янв.08 |
фев.08 |
|
|
Qн(факт) |
47148 |
47751 |
48433 |
49034 |
49674 |
50296 |
50885 |
51557 |
52134 |
|
|
Qн(расч) |
47148 |
47751 |
48433 |
49034 |
49674 |
50296 |
50885 |
51557 |
52134 |
|
|
ДQ |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
мар.08 |
апр.08 |
май.08 |
июн.08 |
июл.08 |
авг.08 |
сен.08 |
окт.08 |
ноя.08 |
дек.08 |
янв.09 |
|
|
52619 |
53183 |
53667 |
54235 |
54810 |
55425 |
55947 |
56500 |
56840 |
57334 |
57717 |
|
|
52619 |
53183 |
53667 |
54235 |
54810 |
55425 |
55947 |
56500 |
56840 |
57334 |
57717 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
фев.09 |
мар.09 |
апр.09 |
май.09 |
июн.09 |
июл.09 |
авг.09 |
сен.09 |
окт.09 |
ноя.09 |
дек.09 |
|
|
58139 |
58535 |
58939 |
59363 |
59729 |
60156 |
60463 |
60806 |
61084 |
61336 |
61674 |
|
|
58139 |
58535 |
58939 |
59363 |
59729 |
60156 |
60463 |
60868.23 |
61178.65 |
61433.79 |
61799.49 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
-62.23 |
-94.65 |
-97.79 |
-125.49 |
Qн=352,4·Qж0,5-30974
|
|
июн.07 |
июл.07 |
авг.07 |
сен.07 |
окт.07 |
ноя.07 |
дек.07 |
янв.08 |
фев.08 |
|
|
Qн(факт) |
47148 |
47751 |
48433 |
49034 |
49674 |
50296 |
50885 |
51557 |
52134 |
|
|
Qн(расч) |
47148 |
47751 |
48433 |
49034 |
49674 |
50296 |
50885 |
51557 |
52134 |
|
|
ДQ |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
мар.08 |
апр.08 |
май.08 |
июн.08 |
июл.08 |
авг.08 |
сен.08 |
окт.08 |
ноя.08 |
дек.08 |
янв.09 |
|
|
52619 |
53183 |
53667 |
54235 |
54810 |
55425 |
55947 |
56500 |
56840 |
57334 |
57717 |
|
|
52619 |
53183 |
53667 |
54235 |
54810 |
55425 |
55947 |
56500 |
56840 |
57334 |
57717 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
фев.09 |
мар.09 |
апр.09 |
май.09 |
июн.09 |
июл.09 |
авг.09 |
сен.09 |
окт.09 |
ноя.09 |
дек.09 |
|
|
58139 |
58535 |
58939 |
59363 |
59729 |
60156 |
60463 |
60806 |
61084 |
61336 |
61674 |
|
|
58139 |
58535 |
58939 |
59363 |
59729 |
60156 |
60463 |
61038.00 |
61375.51 |
61652.14 |
62051.53 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
-232 |
-1.51 |
-316.14 |
-377.53 |
Qн=13912-2·107Qж-0,5
|
|
июн.07 |
июл.07 |
авг.07 |
сен.07 |
окт.07 |
ноя.07 |
дек.07 |
янв.08 |
фев.08 |
|
|
Qн(факт) |
47148 |
47751 |
48433 |
49034 |
49674 |
50296 |
50885 |
51557 |
52134 |
|
|
Qн(расч) |
47148 |
47751 |
48433 |
49034 |
49674 |
50296 |
50885 |
51557 |
52134 |
|
|
ДQ |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
мар.08 |
апр.08 |
май.08 |
июн.08 |
июл.08 |
авг.08 |
сен.08 |
окт.08 |
ноя.08 |
дек.08 |
янв.09 |
|
|
52619 |
53183 |
53667 |
54235 |
54810 |
55425 |
55947 |
56500 |
56840 |
57334 |
57717 |
|
|
52619 |
53183 |
53667 |
54235 |
54810 |
55425 |
55947 |
56500 |
56840 |
57334 |
57717 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
фев.09 |
мар.09 |
апр.09 |
май.09 |
июн.09 |
июл.09 |
авг.09 |
сен.09 |
окт.09 |
ноя.09 |
дек.09 |
|
|
58139 |
58535 |
58939 |
59363 |
59729 |
60156 |
60463 |
60806 |
61084 |
61336 |
61674 |
|
|
58139 |
58535 |
58939 |
59363 |
59729 |
60156 |
60463 |
62522.94 |
62802.91 |
63030.85 |
63357.55 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
-1716.94 |
-1718.91 |
-1694.85 |
-1683.55 |
ДQк = УQi / 3 = (-125.49-377.53-1683.55)/3 = -729 т.
Третий объект
Исходные данные
|
Месяц |
апр.12 |
май.12 |
июн.12 |
июл.12 |
авг.12 |
сен.12 |
окт.12 |
ноя.12 |
дек.12 |
янв.13 |
|
|
Всего по участку (Qн),т. |
17.3 |
17.8 |
18.2 |
18.7 |
19.1 |
19.5 |
20 |
20.4 |
20.9 |
21.3 |
|
|
Всего по участку (Qж),т. |
295.4 |
303.4 |
311.3 |
319.1 |
326.9 |
334.6 |
342.4 |
350.3 |
358.2 |
366.1 |
|
фев.13 |
мар.13 |
апр.13 |
май.13 |
июн.13 |
июл.13 |
авг.13 |
сен.13 |
окт.13 |
ноя.13 |
дек.13 |
янв.14 |
фев.14 |
|
|
21.8 |
22.2 |
22.7 |
23.1 |
23.6 |
24.2 |
24.8 |
25.3 |
25.9 |
26.6 |
27.2 |
27.8 |
28.4 |
|
|
373.9 |
381.8 |
389.8 |
397.7 |
405.7 |
417.7 |
429.7 |
441.6 |
453.3 |
465.3 |
477 |
488.7 |
500.4 |
Qн=39,6 -666,3·1/Qж
|
Месяц |
апр.12 |
май.12 |
июн.12 |
июл.12 |
авг.12 |
сен.12 |
окт.12 |
ноя.12 |
дек.12 |
янв.13 |
|
|
Qн(факт) |
17.3 |
17.8 |
18.2 |
18.7 |
19.1 |
19.5 |
20 |
20.4 |
20.9 |
21.3 |
|
|
Qн(расч) |
17.3 |
17.8 |
18.2 |
18.7 |
19.1 |
19.5 |
20 |
20.4 |
20.9 |
21.3 |
|
|
ДQ |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
фев.13 |
мар.13 |
апр.13 |
май.13 |
июн.13 |
июл.13 |
авг.13 |
сен.13 |
окт.13 |
ноя.13 |
дек.13 |
янв.14 |
фев.14 |
|
|
21.8 |
22.2 |
22.7 |
23.1 |
23.6 |
24.2 |
24.8 |
25.3 |
25.9 |
26.6 |
27.2 |
27.8 |
28.4 |
|
|
21.8 |
22.2 |
22.7 |
23.1 |
23.18 |
23.65 |
24.1 |
24.51 |
24.9 |
25.28 |
25.63 |
25.97 |
26.29 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
0.42 |
0.55 |
0.7 |
0.79 |
1 |
1.32 |
1.57 |
1.83 |
2.11 |
Qн=19,52lnQж-93.85
|
|
апр.12 |
май.12 |
июн.12 |
июл.12 |
авг.12 |
сен.12 |
о... |
Подобные документы
Географическое расположение и история освоения месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов. Анализ показателей разработки и фонда Талаканского месторождения, размещение скважин.
отчет по практике [1,1 M], добавлен 21.09.2015Геолого-физическая характеристика месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов. Данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.
курсовая работа [819,7 K], добавлен 12.07.2008Геолого-геофизический анализ Хасырейского нефтяного месторождения: стратеграфия и тектоника, литологическая характеристика пород. Характеристика продуктивных пластов. Свойства и состав пластовых флюидов. Построение структурной и цифровой моделей залежей.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.02.2017Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.
дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015Геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Описание режима водонапорного бассейна. Залежи тяжелых и легких нефтей, залежей.
дипломная работа [774,4 K], добавлен 12.10.2015Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.
курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012Географическое и административное положение месторождения и экономическая характеристика района. Климатические условия месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов.
дипломная работа [756,3 K], добавлен 03.09.2010Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 27.04.2014Геолого-промышленная характеристика месторождения, физико-химические свойства пластовых флюидов, запасы газа и конденсата нижневизейского продуктивного горизонта. Выбор основных способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 05.05.2015Емкостные, фильтрационные и емкостные свойства коллекторов. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей. Молекулярно-поверхностное натяжение и капиллярные явления. Реологические характеристики нефти. Подвижность флюидов в пластовых условиях.
контрольная работа [288,3 K], добавлен 21.08.2016Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014Геолого-физическая характеристика залежей месторождения. Физические свойства пластовых жидкостей. Анализ выработки запасов нефти. Проектирование бокового горизонтального ствола и процесса разработки скважины с помощью математического моделирования.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 05.03.2015Геолого-промышленная характеристика месторождения. Горнотехнические условия разработки месторождения. Технологические потери и проектные промышленные запасы. Технология ведения добычных работ. Классификация разубоживания при разработке месторождения.
дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.05.2015Характеристика пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения. Методы вскрытия продуктивного пласта. Техника и технология гидропескоструйной перфорации. Анализ технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 11.03.2017
