На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 97234


Наименование:


Курсовик ВАРИАНТЫ РАЗРАБОТКИ БАЯНДЫСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 25.5.2016. Сдан: 2015. Страниц: 53. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3
1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА БАЯНДЫСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 4
1.1 Общие сведения о месторождении 4
1.2 Тектоника и нефтегазоносность 5
1.3 Коллекторские свойства 7
1.4 Результаты исследования скважин 9
1.5 Физико-химические свойства флюидов 11
1.6 Запасы нефти 14
2 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ БАЯНДЫСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 15
2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения 15
2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов 20
2.3 Текущая энергетическая характеристика залежей 21
3 ВАРИАНТЫ РАЗРАБОТКИ БАЯНДЫСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 23
3.1 Методика комплексного проектирования разработки залежей 23
3.1.1 Количество эксплуатационных объектов. 23
3.1.2 Режимы работы залежей нефти. 24
3.1.3 Схема размещения скважин. 24
3.1.4 Продуктивность скважин. 25
3.1.5 Методика расчета технологических показателей 25
3.2 Цифровая фильтрационная модель 28
3.2.1 Обоснование выбора расчетной модели 29
3.2.2 Свойства пластов и насыщающих их флюидов 29
3.2.3 Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления 30
3.2.4 Начальные условия и условия на границах расчётной области 30
3.2.5 Уточнение (адаптация) фильтрационной модели 32
3.3 Варианты разработки Баяндыского месторождения 32
3.3.1 Обоснование выбора эксплуатационных объектов 32
3.3.2 Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления 34
3.3.3 Обоснование вариантов разработки 34
3.2.4 Технологические показатели вариантов разработки 35
3.4 Выводы 51
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 52
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК .......................................................................................... 53


ВВЕДЕНИЕ

Разработка залежи нефти Баяндыского месторождения начата в январе 2008 года вводом в эксплуатацию скважины 1.За 2010 год фактическая добыча нефти оказалась ниже проектных уровней. Недостижение годовой добычи нефти обусловлено меньшим средним дебитом нефти и высоким ростом обводненности по действующим скважинам.
В связи со снижением пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения разработка залежи нефти по всем вариантам предполагается с поддержанием пластового давления методом внутриконтурного площадного заводнения.
Для выбора оптимальной системы разработки залежи нефти среднекаменноугольных карбонатных отложений рассмотрены три варианта. Система размещения скважин - семиточечная обращенная, отличающаяся плотностью сетки скважин. В связи со снижением пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения разработка залежи нефти по всем вариантам предполагается с поддержанием пластового давления методом внутриконтурного площадного заводнения. Вскрытие пласта предлагается полого-направленными (под углом 75о) добывающими и вертикальными нагнетательными скважинами.
Исходя из основных этапов проектирования разработки нефтяных залежей в работе выполнено обоснование выбора эксплуатационных объектов, обоснование способов поддержания пластового давления, рассмотрены различные варианты дальнейшей разработки залежи нефти среднекаменно-угольных отложений Баяндыского месторождения, обоснована методика расчета технологических вариантов, выполнены прогнозные расчеты.
1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА БАЯНДЫСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Баяндыское месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми, в 60 км к северо-западу от города Усинск и в 35 км к северо-западу от крупного разрабатываемого Усинского нефтяного место-рождения (рисунок Рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Обзорная карта

Ближайший населенный пункт - поселок Щельябож расположен в 5 км к югу на левом берегу реки Печора.
В районе действует ЛЭП-220 КВт Печорской ГРЭС (в 35 км к востоку); функци-онируют магистральный нефтепровод Усинск-Ухта-Ярославль, газопровод для транс-порта попутного газа до г. Печоры, межпромысловые нефтепроводы, по которым нефть поступает на головные сооружения с ближайших месторождений.
Снабжение водой может осуществляться как из поверхностных водоемов (безы-мянные правые притоки I порядка реки Печора пересекают район работ), так и из подземных источников.
1.2 Тектоника и нефтегазоносность
В тектоническом отношении Баяндыское месторождение расположено в пределах Верхнелайской депрессии и Лодминской перемычки в центральной части Денисовской впадины Печоро-Колвинскогоавлакогена.
На Баяндыском месторождении установлена промышленная нефтеносность за-донских отложений верхнегофамена и среднекаменноугольных. Общая характеристика залежей представлена в таблице Таблица 1.1.

Таблица 1.1 - Общая характеристика залежей
Пласт Структура Тип залежи Размеры залежи (длина х ширина), км Площадь залежи, 103м2 (С1/С2) Абсолютная отметка кровли (интервал измерения), м Абсолютная отметка ВНК (интервал измерения), м Высота залежи, м
Пласт D3fm1 (zd) Баяндыская структура массивная, сводовая, тектонически экранированная 8,5х2,3 12250 / 6903.9 (-3710 -3846) -3846 118
южный купол Западно-Баяндыской структуры 4,25х0,9 1795.9 / 1093.9 (-3795 -3856) -3856 61
Пласт С2m1+b Восточно-Баяндыской структура пластовая, сводовая, тектонически экранированная 12.0 х 7.5 5301.2 / 60500.4 (-2820 -2990) -2990 170

Залежи нефти, приуроченные к рифогенным отложениям задонского горизонта нижнефаменскогоподъяруса верхнего девона. В пределах Баяндыского месторождения выявлены две залежи нефти в рифогенных отложениях задонского горизонта: Центральная залежь, расположенная в пределах собственно Баяндыской структуры и залежь в пределах южного купола Западно-Баяндыской структуры (район скважины 21).
Центральная залежь нефти. В контуре залежи находятся скважины 1, 10, 11, 12, 14, 15, 28, 30. Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная размерами 8,5 на 2,3 км. Установленный этаж нефтеносности 118 м. Уровень подсчета по залежи принят по ГИС в скважины 1 на абсолютной отметке минус 3846 м по кровле водонасыщенного коллектора, при опробовании которого получен приток минерализованной воды.
Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения елецкого горизонта нижнефаменскогоподъяруса верхнего девона толщиной примерно 140 м.
Коллекторами являются известняки, доломиты и их переходные разности со сложным строением пустотного пространства за счёт кавернозности и трещиноватости. Выделяется три типа коллекторов - поровый, каверно-поровый и трещинно-поровый.
Нефтенасыщенная часть разреза задонских отложений полностью вскрыта в 4 скважинах. Ее общая толщина достигает 105,6 м, составляя в среднем 95,1 м. Скважинами вскрыты от 6,9 м (скважина 30) до 38,5 м (скважина 1) нефтенасыщенных толщин, которые представлены проницаемыми прослоями в количестве от 9 до 17 штук.
Начальное пластовое давление на глубине 3855,7 м равно 41,95 МПа, пластовая температура 91,7?С на глубине 3832 м.
Залежь нефти южного купола Западно-Баяндыской структуры установлена скважиной 21. Дебит нефти в которой составил 141,6 м3/сут на 18 мм штуцере.
Залежь массивная, сводовая, тектонически ограниченная, размерами 4,25 на 0,9 км. Установленный этаж нефтеносности 61 м.
Уровень подсчета принят по данным ГИС на абсолютной отметке минус 3856 м по кровле водонасыщенного коллектора в скважине 21.
Коллекторами являются известняки, доломиты и их переходные разности со сложным строением пустотного пространства за счёт кавернозности и трещиноватости. Выделяется три типа коллекторов - поровый, каверно-поровый и трещинно-поровый.
Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения елецкого горизонта нижнефаменскогоподъяруса верхнего девона толщиной 172 м.
Скважиной 21 вскрыто 20,1 м нефтенасыщенных коллекторов, представленных 11 проницаемыми прослоями. Начальное пластовое давление на глубине 4095 м равно 42,11 МПа, пластовая температура 86,51?С.
Залежь нефти в нижнемосковских отложениях открыта поисковой скважиной 2 в пределах Восточно-Баяндыской структуры. В контуре залежи находятся скважины 2, 2 бис, 8, 21 и 22. Максимальный дебит нефти 166 м3/сут получен на 10 мм штуцере. В притоке присутствует до 6,2% пластовой воды.
Коллекторами являются известняки, доломитизированные известняки и доломиты с поровым и трещинно-каверново-поровым типом пустотного пространства. Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения средне-верхнекаменноугольного возраста толщиной около 120 м.
Продуктивный пласт общей толщиной 41,3 м (от кровли проницаемых карбонатов до их подошвы) сложен 14 проницаемыми прослоями толщиной от 0,5 до 3,6 м. Нефтенасыщенная толщина в скважине 2 составила 26,1 м.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи со-ставляют 12 на 7,5 км, высота залежи порядка 170 м.
На глубине 3027,9 м начальное пластовое давление составило 31,72 МПа, пластовая температура 66,51?С.
Структурная карты залежей и сводные геологические разделы приведены в приложениях А-Г.
1.3 Коллекторские свойства
Результаты исследования керна по определению фильтрационно-емкостных свойств пластов Баяндыского месторождения приведены в таблице Таблица 1.2.

Таблица 1.2 - Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований керна
Параметры Залежь D3fm1 (zd) Залежь С2m1+b
Ценральная залежь Залежь южного купола Западно-Баяндыской структуры
Коэффициент пористости
Количество скважин 2 1 1
Охарактеризованная эффективная толщина, м 11,9 8,0 24,9
Количество определений 96 40 50
Минимальное значение, единиц 0,040 0,040 0,056
Максимальное значение, единиц 0,253 0,169 0,213
Среднее значение, единиц 0,077 0,083 0,124
Коэффициент проницаемости
Количество скважин 2 1 1
Охарактеризованная эффективная толщина, м 11,9 8,0 24,9
Количество определений 87 32 50

Продолжение таблицы 1.2
Минимальное значение, 10-3мкм2 0,5 0,5 0,2
Максимальное значение, 10-3мкм2 1684,0 282,0 199,5
Среднее значение, 10-3мкм2 120,9 26,0 11,3

Пористость.
· Центральная залежь (D3fm1). По нефтенасыщенной части отобрано 96 образцов пород-коллекторов в интервале изменения от 3,9 до 25,3% при среднеарифметическом значении открытой пористости 7,7% в пластовых условиях или 8,4% при атмосферных условиях.
· Залежь южного купола Западно-Баяндыской структуры (D3fm1). Среднеарифметическое значение пористости нефтенасыщенных пород-коллекторов определено по 40 образцам и составляет 8,3% в пластовых условиях (9,1% в атмосферных условиях) при колебании от 3,9 до 16,9%.
· Залежь С2m1+b. Пористость среднеарифметическая нефтенасыщенных пород-коллекторов определена по 50 образцам и составляет 12,4% в пластовых условиях (13,1% в атмосферных условиях) при изменении от 5,3 до 21,3%.
Газопроницаемость.
· Центральная залежь (D3fm1). Проницаемость нефтенасыщенных пород-коллекторов определена на 87 образцах при изменении от 0,5?10-3 до
1684?10-3 мкм2 при среднеарифметическом значении 120,9?10-3 мкм2.
· Залежь южного купола Западно-Баяндыской структуры (D3fm1). Среднее значение проницаемости по 32 определениям составляет 26?10-3 мкм2, изменяясь от 0,5?10-3 до 281,7?10-3 мкм2.
· Залежь С2m1+b. Газопроницаемость нефтенасыщенных пород-коллекторов составляет 11,3?10-3 мкм2при изменении от 0,2?10-3 до 199,5?10-3 мкм2 (50 определений).

В таблице Таблица 1.3 представлены результаты определения коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности.
Определение фазовых проницаемостей осуществлялось согласно ГОСТ-39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»


Таблица 1.3 - Результаты определения коэффициентовостаточнойнефтенасыщенности и
вытеснения
Возраст, залежь Опыт, образец Коэффициент
проницае-мости, 10-3мкм2 пористо-сти, единиц начальной нефтенасы-щенности, едениц остаточнойнефтенасы-щенности, единиц вытес-нения, единиц
D3zd, Центральная 200-61-07 49,81 0,07 0,87 0,32 0,632
200-69-07 5,91 0,11 0,91 0,40 0,560
15-289-10 7,91 0,09 0,93 0,48 0,484
15-304-10 42,40 0,13 0,94 0,46 0,511
Средние значения 26,51 0,10 0,91 0,42 0,547
D3zd, Южный купол Западно- Баяндыской структуры

14-8-10 77,01 0,12 0,93 0,44 0,527



1.4 Результаты исследования скважин
В скважине 21 выделено 6,1 м нефтенасыщенного коллектора с........

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Александрова, К.Ф. Библиографическое описание документа [Текст]: методические указания / К.Ф. Александрова, Н.А. Михайлова. - Ухта: Изд-во УГТУ, 2006. - 38 с.
2. Шоль, Н.Р. Оформление пояснительных записок курсовых и дипломных проектов (работ) [Тескт]: учебно-методическое пособие / Н.Р. Шоль, Н.В. Князев, Л.Ф. Тетенькина. - 2­е изд., доп. и перераб. - Ухта: УГТУ, 2008. - 48 с.
3. Щуров, В.И.[Текст] / Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983. - 510 с.




Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.