Разработка нефтяных месторождений - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка нефтяных месторождений

Основные проектные решения по разработке месторождения. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов. Геолого-промысловое обоснование расчетной модели, варианты, проекты разработки объектов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


по курсу «Разработка нефтяных месторождений»
по теме «Обоснование показателей разработки объектов Ач 4 , Ю 1 1 , Ю 2 Северо-Комсомольского месторождения»
2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
2.2. Характеристика продуктивных пластов (объектов)
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
3.2 Динамика основных показателей разработки месторождения
3.3 Контроль за разработкой месторождения
4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов
4.2 Геолого-промысловое обоснование расчетной модели объектов
4.3 Сущность созданной модели объекта
4.4 Результаты расчетов динамики показателей по вариантам
4.5 Характеристика утвержденных вариантов разработки по объектам Ю11+Ю2 и Ач4
В данном курсовом проекте рассматривается проблемы обоснования показателей разработки объектов Ач 4 , Ю 1 1 , Ю 2 Северо - Комсомольского месторождения. Основные запасы по категории С 1 месторождения сосредоточены в данных объектах. Объекты характеризуются сложным геологическим строением, небольшими мощностями, высокой расчленностю, невысокой проницаемостью, поэтому проблема выбора оптимальных систем разработки данных объектов является актуальной.
Для написания курсового проекта использовались материалы Тюменского филиала Открытого Акционерного Общества «Центральная геофизическая экспедиция», а именно «Проект опытно-промышленной разработки залежей ПК 18 , БП 2 , БП 5 2 , БП 6 2 , БП 6 3 , Ач 4 , Ю 1 1 , Ю 2 Северо-Комсомольского месторождения» [1].В работе [1] рассматривается несколько объектов (ПК 18 , БП 2 , БП 5 2 , БП 6 2 , БП 6 3 , Ач 4 , Ю 1 1 , Ю 2 ) разработки, однако для написания курсового проекта были выбраны объекты Ач 4 , Ю 1 1 , Ю 2 . В курсовом проекте представлены характеристики основных вариантов разработки указанных объектов, предлагаемых проектировщиком, геологическая характеристика выбранных пластов, а также свойства насыщающих их флюидов. Набор графических материалов, представленных в проекте, позволяет наиболее полно оценить перспективы разработки объектов.
Северо-Комсомольское нефтегазовое месторождение находится на территории ЯНАО, Недропользователем является ООО «Роснефть - Пурнефтегаз».
Рис. 1.1 Обзорная карта района расположения Северо-Комсомольского месторождения
Действующий газопровод Уренгой-Вынгапур-Челябинск-Новополоцк находится в 65 км на юго-восток от территории месторождения. В связи с открытием ряда крупных месторождений, строительством газопроводов и железной дороги Сургут - Новый Уренгой в районе созданы условия для быстрого экономического развития.
Постоянно действующая дорожная сеть на месторождении отсутствует. В качестве производственного транспорта используются тракторы и вездеходы. Перевозки груза и полевые геолого-геофизические работы осуществляются большей частью в зимний период после промерзания болот и рек. Регулярные грузоперевозки производятся с помощью авиации.
Близлежащими разрабатываемыми нефтегазовыми месторождениями являются: Губкинское (на востоке), Вьюжное, Известинское, Барсуковское, Комсомольское (на юго-востоке), Верхне-Пурпейское, Южно-Танловское (на юге), Меретаяхинское (на юго-западе).
В орогидрографическом отношении территория месторождения расположена в области водораздела между речными системами рек Надым и Пур, представляющего собой полого-холмистую заболоченную равнину, абсолютные отметки которой колеблются в пределах от 51 до 87 м. Преобладают переувлажнённые болотные ландшафты. Заболоченные пространства занимают до 70% площади района. Наиболее расчлененные участки рельефа расположены в северной части месторождения. На водораздельных участках района развиты небольшие холмы и котловины термокарстового происхождения.
Территория месторождения покрыта довольно густой сетью мелких речек и ручьёв длиной от 1,5 км (р. Хабэвкаяха) до 3-4,4 км (реки Нгарка-Витисияха, Пуритей, Нгарка-Нямсяяха, Читайдаяха, Етуяха, Харвудьяха, Ямб-Яха), являющихся притоками рек Танлова, Южная Тыдыотта и Пурпе. Реки эти мелководны, глубина их в наиболее сухое летнее время в районе месторождения не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5 м.
Широкое распространение имеют небольшие озера термокарстового происхождения, приуроченные, в основном, к слаборасчлененным, заболоченным водораздельным участкам и поймам рек. Это озёра Хабэвкато, Харвэйто, Нямсай-Малто, Хорнаото, Выньто, Нюди-Нямсайто и др. Глубина озер обычно менее 0,8-1 м, размеры в основном не превышают 1-2 км.
Климат рассматриваемой территории резко-континентальный. Среднегодовая температура составляет 6,7С. Зима суровая и продолжительная (около 8 месяцев), с сильными морозами и устойчивым снежным покровом. Средняя температура января, самого холодного месяца, -25С (с возможным понижением до - 61С).
Снежный покров устанавливается в середине октября, достигая 0,5 м к началу декабря, и держится до середины мая. Продолжительность залегания устойчивого снежного покрова 220-250 дней. Ледяной покров на реках и озёрах удерживается с середины октября до конца мая, толщина льда достигает 1,0 м.
Лето короткое (50-60 дней), прохладное, пасмурное, с частыми осадками, заморозками. Июль - самый теплый месяц, средняя температура +15С, максимальные значения достигают +37С. Годовая норма осадков составляет 450-500 мм; больше половины годовой суммы выпадает в виде дождей, в основном с апреля по октябрь.
Важнейшей особенностью природной обстановки района, как и большей части Западно-Сибирской плиты, является развитие многолетнемерзлых пород (ММП). Северо-Комсомольское месторождение расположено в северобореальной зоне разобщённого залегания многолетней мерзлоты водораздельно-долинного типа, которая характеризуется преимущественно двухслойным строением и прерывистым распространением реликтовой и современной мерзлоты, с колебанием среднегодовой температуры грунтов в пределах от -4 до +2,5єС.
Островная (современная) мерзлота в основном приурочена к обширным участкам безлесных или слабо залесенных торфяников и темнохвойных лесов с мощным моховым покровом и залегает непосредственно под слоем сезонного промерзания - протаивания, глубины которого колеблются от 0,5 до 1,5 м. В пределах залесенных участков (придолинных и водораздельных) и обширных болотных массивов мерзлые породы залегают на глубине первых десятков метров, либо вообще отсутствуют. Под руслами рек и под озёрами отмечаются сквозные и несквозные талики.
Подошва современной мерзлоты может залегать на глубине 25-45 м, в отдельных случаях до 100 м, а толщина слоя изменяется от 8 до 54 м. Распространение реликтового слоя ММП предполагается на глубинах от 100 м до 260-280 м.
Рис. 2.1.1 Тектоническая схема мезозойско-кайнозойского платформенного чехла расположения Северо-Комсомольского месторождения
2.2 Характеристика продуктивных пластов (объектов)
Для удобства изложения материала объекты рассматриваются сверху вниз. Все структурные построения были выполнены ТФ ОАО «ЦГЭ» с использованием программного пакета DVGeo. При этом в основу структурных построений по выделенным продуктивным пластам - подсчётным объектам были положены структурные карты по отражающим горизонтам «ПК 1 », «Б», «Т», реперным границам ПК 18 , АП 9 , БП 4 и их производным - целевым объектам, полученным ОАО «ЦГЭ».
В результате проведенных исследований в геологическом разрезе Северо-Комсомольского месторождения было выделено 100 залежей углеводородов, в том числе 39 газовых, 20 - газонефтяных и 41 нефтяная. Из них 21 залежь в соответствии с протоколом ГКЗ МПР РФ была признана газоконденсатной, в их число в настоящей работе включена залежь пласта БП 6 3 по результатам опробования в новых скважинах №№2052 и 2063. Существенная тектоническая нарушенность месторождения обусловила сложный структурно-тектонический тип этих залежей, представляющий собой сочетание массивного, пластового сводового и тектонически экранированного типов, а также сокращение площадей нефтегазоносности большинства залежей.
Наибольшая концентрация выделенных мелких залежей нефти и газа отмечается в северо-западной части месторождения, в районе скважин №№453-473 (23 залежи) и южной части, в районе скв. №478 (11 залежей), что может быть связано с их расположением в изолированных блоках, в пределах которых существовали и продолжают образовываться «природные пути» к переформированию и формированию скоплений углеводородов.
В табл. 2.1.1 и представлены характеристики толщин и неоднородности пластов ПК 18 , БП 6 3 , Ач 4 , Ю 1 1 и Ю 2, рассмотренных в настоящей работе.
Вскрыта тремя скважинами №№ 467, 472 и 473 на глубине 3131,8 - 3174,3 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3099 м, относится к пластовому сводовому - тектонически ограниченному типу, имеет вытянутую форму и размеры:11,5х4,4 км, отличается очень большой высотой - 99 м и весьма обширной ЧНЗ, занимающую 77,1% общей площади нефтеносности .
Пласт характеризуется сложным геологическим строением, что нашло отражение в значительном колебании общих толщин - от 16,8 до 58,6 м (правда, в связи с принятым методическим приёмом их оценки) при среднем значении 32,3 м, эффективных - от 7,6 до 22,0 м (в скв. № 472, расположенной в непосредственной близости от зоны дислокаций) при среднем -13,7 м, в невысокой доле коллекторов - К песч .=0,42 и К р =8 при максимальном числе прослоев коллекторов 11 в упомянутой выше скв. 472. Нефтенасыщенные толщины заметно увеличиваются в южном направлении, средневзвешенная их величина определена равной 7,1 м, К песч . в пределах нефтенасыщенной части составил 0,56 К р = 5 при максимальном числе прослоев коллекторов 7 в скв. № 473.
Выявлена в северной половине месторождения, вскрыта четырьмя скважинами №№ 444, 464, 467 и 473 на глубине 3191,6 - 3215,6 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3140,2 м, относится к пластовому сводовому - тектонически экранированному типу, имеет довольно сложную конфигурацию контура нефтеносности, размеры 14,2х5,6 км и весьма значительную высоту -110,2 м. Южная краевая часть залежи оказалась более сложного строения за счёт выявления чисто водоносных зон.
Общая толщина пласта варьирует в пределах 11,2-21,4 м, составляя в среднем 16,0 м, эффективная - от 6,8 до 13,4м при среднем значении 9,8 м, при этом отмечается некоторая тенденция увеличения их и нефтенасыщенных толщин в северном направлении, средневзвешенная величина h н определена равной 7,9 м. В разрезе залежи прослеживаются практически два зональных интервала, что нашло отражение в величинах К песч .= 0,61 и К р =4,8, по нефтенасыщенной части К р = 3,5.
Оказалась выявленной в том же районе месторождения, но вскрытой всего двумя скважинами №№ 467 и 473 на глубине 3252,8 - 3260,0 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3189,6 м, относится также к сложному пластовому сводовому - тектонически-экранированному и литологически ограниченному типу, (в скв. № 464 в разрезе пласта коллекторы отсутствуют), имеет размеры 13,2х4,0 км, высоту - 108,6 м и очень небольшую ВНЗ, занимающую 14,9% суммарной площади нефтеносности (прил. 7, 12, 19, 20).
Пласт небольших толщин - общей 4,0-12,4 м при среднем значении 8,2 м, эффективной - от 2,8 до 6,6 м при среднем - 4,7 м и с некоторой тенденцией увеличения в южном направлении, К песч . составил 0,57, К р = 2,5. Поскольку обе упомянутые выше скважины оказались пробуренными в пределах ЧНЗ, то отмеченные величины толщин и показателей неоднородности полностью относятся и к нефтенасыщенной части залежи, лишь средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина была определена несколько меньшей - 4,5 м.
Породы пластов ачимовской толщи обладают низкими коллекторскими свойствами.
Открытая пористость пород-коллекторов варьирует от 13,7 до 23,4% при средних значениях 16,4%. Проницаемость изменяется в диапазоне 0,6 - 57 мД и имеет средние значения 5,7 мД. Остаточная водонасыщенность - в диапазоне 31,3-88,2 %, имея в среднем значения -- 44,6%.
Песчанистость коллекторов колеблется в диапазон 41,7-89,7% при средних значениях 66,0%, алевритистость - в диапазоне 5,3 - 6,7% при средних значениях 25,2%, глинистость варьирует от1,3 до14,4 %, имея средние значения 9,0%.
Карбонатность коллекторов изменяется от 0,9 до 15,5%, имея в среднем значения 3,5%. Диапазон изменения плотности от 2,13 до 2,35 г/см3, составляя в среднем значения 2,2 г/см3.
Пористость пород-коллекторов изменяется в диапазоне 13,5 - 19,0%, среднее значение составляет 16,3%. Проницаемость изменяется от 0,5 до 12,7 мД при среднем значении 3,95 мД. Нефтегазонасыщенность варьируется от 46,8 до 80,5%.
Открытая пористость коллекторов изменяется в диапазоне от 13,0 до 24,7% при средних значениях 14,9%, проницаемость меняется от 0,37 до 78 мД, составляя в среднем значения 2,2 мД, остаточная водонасыщенность колеблется в диапазоне 11,4-85,9%, имея средние значения - 60,3%.
Песчанистость изменяется в диапазоне 73,1-88,4% при среднем значении 80,1%, алевритистость - в диапазоне 5,9-22,1%, составляя среднее значение 13,3%, глинистость колеблется от 2,7 до 11,2 %, имея среднее значение 6,4%.
Карбонатность коллекторов варьирует от 0,9 до 14,7%, составляя в среднем значения 3,5%. Плотность коллекторов изменяется в диапазоне 2,19-2,33 г/см3 при среднем значении 2,28 г/см3 .
Пористость пород-коллекторов изменяется в диапазоне 13,0 - 18,3%, среднее значение составляет 15,6%. Проницаемость находится в диапазоне от 0,35 до 25,3 мД, при среднем значении 9 мД. Нефтегазонасыщенность варьируется от 51,2 до 72,7%.
В таблице 2.2.2 представлены результаты определения подсчетных параметров по материалам ГИС по продуктивным пластам Северо-Комсомольского месторождения.
Результаты определения подсчетных параметров по материалам ГИС по продуктивным пластам Северо-Комсомольского месторождения
На залежь пласта Ач 4 приходится значительное количество геологических запасов нефти категории С 1 +С 2 . Северо-восточная часть залежи имеет сложный внутренний контур ВНК ввиду тектонических нарушений. Коллекторы характеризуются низкой проницаемостью порядка 4.8 мД, что потребует применения методов увеличения нефтеотдачи, и высокой расчлененностью - 8.0 д.ед. Толщины глинистых перемычек между вышележащим пластом Ач 3 и нижележащим Ю 1 1 составляет в среднем более 20 м. Таким образом, залежь пласта Ач 4 можно считать самостоятельным объектом, который будет разрабатываться самостоятельной сеткой скважин.
Нефтяные залежи пластов Ю 1 1 и Ю 2 имеют близкие между собой фильтрационно-емкостные параметры коллекторов и одинаковые физико-химические свойства насыщающих их флюидов: вязкость, плотность. В плане контуры пластов совпадают. Коллекторы юрских пластов низкопроницаемые, что потребует применения мероприятий по увеличению их нефтеотдачи. Средняя толщина глинистого прослоя между пластами составляет более 17 м, толщина глинистой перемычки между вышележащим пластом Ач 4 в среднем превышает 20 м, между пластами Ю 2 и нижележащим Ю 3 - более 10 м. Таким образом, пласты могут быть объединены в один эксплуатационный объект, и разрабатываться единой сеткой скважин. В ТЭО КИН также был определен возможный вариант объединения пластов Ю 1 1 и Ю 2 по всей площади нефтеносности. При объединении пластов Ю 1 и Ю 2 в один эксплуатационный объект необходимо рассмотреть вариант с поинтервальным ГРП.
Структурные карты по кровле коллектора. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов. Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Запасы нефти и растворенного газа на территории разработки. дипломная работа [7,3 M], добавлен 31.12.2015
Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов. курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010
Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды. отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
Геолого-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 11.05.2015
Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов ОАО "Томскнефть" ВНК: продуктивные пласты и их основные параметры, состояние разработки, схема сбора и подготовки продукции скважин. Транспортировка товарной нефти. Модификации насосов. практическая работа [924,6 K], добавлен 01.11.2013
Значение геологии в развитии нефтяной и газовой промышленности страны, геолого-промысловое обоснование технологических решений проектирования разработки. Особенности поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, водонапорный режим работы залежей. контрольная работа [25,1 K], добавлен 28.02.2010
Геолого-промысловая характеристика объектов разработки Таймурзинского нефтяного месторождения. Изучение нефтяных пластов и флюидов. Физико-химические свойства нефти. Обзор конструкции скважин. Назначение и принцип действия штанговых глубинных насосов. курсовая работа [236,1 K], добавлен 17.04.2016
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Разработка нефтяных месторождений курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Рынок труда и занятость населения
Реферат: To Kill A Mocking Bird By Harper
Реферат: Confucius Essay Research Paper Who is Confucius
Реферат: Оздоровление воздушной среды и нормализация параметров микроклимата
Отчет по практике: Отчет по практике сельского хозяйства ЗАО Туроверовское
Реферат: Обструкция дыхательных путей
Реферат: Стоимость брэнда: реальность превосходит мифы. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Реабилитация при переломах
Курсовая работа: Разработка электропривода лифта
Оптимизация Жесткого Диска В Windows 7 Реферат
Реферат: Задачи пенсионного фонда РФ
Дипломная работа по теме Методика исследования устойчивого развития региона с применением математических методов
Книга: Лечебное питание при cтрессах и заболеваниях нервной системы, Дымова Т.Н.
Объем Сочинения По Литературе В 8
Отчет О Прохождении Производственной Практики В Турфирме
Тема Одиночества В Творчестве Лермонтова Сочинение
Реферат: Жизненный путь Поля Гогена. Скачать бесплатно и без регистрации
ПРАВИЛО ВЕРЕЩАГИНА
Реферат Согдийская Область
Записки Репетитора Эссе Егэ
Аудит внешнеэкономической деятельности организации на примере экспорта - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Проект топографо-геодезического обеспечения землеустроительных работ по установлению границ населенного пункта Дубровка в Маслянинском районе - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Палеозойская эра - Геология, гидрология и геодезия презентация