Расчет технологических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой

Обозначения и сокращения \
Введение 3
1 Краткая характеристика Тевлинско-Русскинского месторождения 5
1.1 Общие сведения о Тевлинско-Русскинском месторождении 5
1.2 Характеристика продуктивных пластов 5
1.3 Свойства и состав пластовых флюидов 6
1.4 Текущее состояние разработки месторождения 7
1.5 Структура фонда скважин и показатели их эксплуатации 9
2 Теоретические основы
2.1 Задачи и методы проектирования разработки месторождения
2.2 Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой
2.3 Разработка месторождений с применением заводнения
3 Расчет технологических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой 12
3.1 Расчет технологических показателей разработки по Ю.В. Желтову 12
3.2 Расчет технологических показателей разработки по месторождению 16
4 Безопасность жизнедеятельности при разработке месторождений
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов .
4.2 Охрана окружающей среды .
4.3 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности .
4.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях (техногенного, природного, социального характера) .
4.5 Применение средств индивидуальной защиты .
Заключение 22
Список использованных источников
Приложение А .

Весь текст будет доступен после покупки

Для каждого нефтяного месторождения период разработки характеризуется определенными технологическими показателями. К общим показателям, присущим всем технологиям разработки, относятся в том числе: добыча нефти на месторождении, добыча жидкости, темп разработки, нефтеотдача.
Модель, описывающая процесс непоршневого вытеснения, обеспечивает достаточно точное решение задачи расчета показателей разработки пласта в период, когда продукция обводненная, даже в сочетании с моделью однородного пласта. В основе такой модели заложены зависимости от водонасыщенности S относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды.
Расчет технологических показателей разработки является важным аспектом при проектировании и эксплуатации месторождений.
Целью работы является расчет технологических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой на примере Тевлинско-Русскинского месторождения.
Основные задачи исследования:
- изучить краткую характеристику Тевлинско-Русскинского месторождения;
- произвести обзор задач и методов проектирования разработки месторождения, изучить основы теории непоршневого вытеснения нефти водой;
- произвести расчет технологических показателей разработки по Ю.В. Желтову. Методология выполнения работы заключается в изучении теоретических аспектов по непоршневому вытеснению, в проведении расчетов для решения задач и цели магистерской диссертации. Для исследований, проводимых в ходе диссертационной работы, применялись теоретические и эмпирические методы.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Краткая характеристика Тевлинско-Русскинского месторождения

1.1 Общие сведения о Тевлинско-Русскинском месторождении

Тевлинско-Русскинское нефтяное месторождение является крупнейшим месторождением нефтяной компании Лукойл в России по объемам добычи, оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. Промышленная нефтегазоносность разреза установлена в широком стратиграфическом диапазоне – от тюменской до сортымской свиты. Открыто месторождение в 1981 году. Освоение началось в 1986 году.


Рисунок 1.1 – Обзорная схема района работ

В геологическом строении Тевлинско-Русскинского месторождения принимают участие песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и консолидированные породы доюрского фундамента. Доюрские образования на Тевлинско-Русскинском месторождении вскрыты в скв.№ 114Р-СИ, 50П-ЗТ.
Таким образом, в разрезе Тевлинско-Русскинского месторождения выделяется 4 нефтегазоносных комплекса – среднеюрский, позднеюрский, ачимовский и неокомский.

1.2 Характеристика продуктивных пластов

Основной нефтесодержащей толщей является комплекс в составе сортымской свиты. Залежи нефти здесь связаны с пластами горизонтов БС10-БС12, а также ачимовской толщей. Наиболее крупными по размерам и запасам являются залежи, приуроченные к верхней части разреза сортымской свиты в составе горизонта БС10.
Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями верхней и средней юры (пласты ЮС11, ЮС12, ЮС21, ЮС22), с пластами баженовской свиты (ЮС0, ЮС0-Ач), нижнемеловыми отложениями ачимовской толщи (пласты БС162, БС163, БС17, БС18-19, БС21, БС221, БС222), отложениями сортымской свиты (пласты БС100, БС101, БС102-3, БС111, БС112, БС12).
Геолого-физическая характеристика основных продуктивных пластов приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Всего в 18 продуктивных пластах на месторождении выделена 71 залежь нефти.

1.3 Свойства и состав пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Тевлинско-Русскинского месторождения изучались на основании данных исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти, отобранных в процессе опробования скважин (таблица 1.2).

Таблица 1.2 – Физико-химические свойства пластовых флюидов основных пластов

Состав нефтяного газа определен по 203 пробам газа, выделившегося при ступенчатой сепарации нефти и по 203 качественным пробам газа, полученного путём однократного разгазирования, по 181 пробам определен компонентный состав нефти. Весь выделившийся газ, при разгазировании является жирным, содержание метана составляет в нём 72,07 % (ступенчатая сепарация) и 59,96 % (однократное разгазирования), этана?+?высшие составляет в нём 24,70 % (ступенчатая сепарации) и 36,17 % (однократное разгазирование). Содержание углекислого газа в растворённом газе юрских пластов выше, чем у вышележащих продуктивных отложений.
Нефтяной газ – метановый, концентрация метана в среднем высокая. В целом растворенный газ является существенно жирным, обогащенным тяжелыми углеводородами.
Для всех газов характерно отсутствие гелия и аргона. В целом, состав газов характеризуется малым содержанием азота (среднее 1,55 % об.) и малым содержанием углекислого газа (среднее 0,90 % об.), а высоким содержанием этана и пропана. Содержание углекислого газа прямо связано с карбонатностью пород. В процессе разработки месторождения содержание тяжелых углеводородов должно значительно увеличиваться, а содержание этана и пропана должно уменьшаться. В целом, особенности состава попутных газов не определяются составом нефти, но всегда соблюдается закономерность повышения содержания растворённого газа при уменьшении плотности нефти.

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки