Нестационарное заводнение в условиях Лянторского месторождения - Курсовая работа

1. Геологический раздел 1.1 Общие сведения о районе месторождения 1.2 Стратиграфия и тектоника 1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов 1.4 Характеристика пластовых флюидов 1.5 Состояние разработки месторождения 2. Теоретическая часть 2.1 История вопроса 2.2 Уровень разработанности и проблемы в теории 2.3 Уровень разработанности и проблемы в практике 2.4 Расчетная часть 2.5 Экологическая безопасность Заключение Список использованной литературы Введение Обзорная карта месторождений ОАО Сургутнефтегаз В период истощения основных запасов нефти на старых месторождениях России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большее количество остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. В связи с этим интерес специалистов и производственников к этой проблеме, вызванный необходимостью разработки кардинально новых направлений увеличения эффективности выработки остаточных запасов чрезвычайно высок. В настоящее время основным способом разработки Лянторского месторождения является заводнение нефтяных пластов. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50…60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях - 30…40%. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов возможно увеличение текущего коэффициента охвата пласта заводнением за счет внедрения вытесняющего агента в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение). Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. Таким образом, технологии нестационарного заводнения имеют большую перспективу на Лянторе и методические приемы определения эффективности применения технологий НЗ, задачи дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются актуальными проблемами современной нефтедобычи, так как эти технологии сегодня обладают более высокой эффективностью. Начальный дебит нефти в скважинах 20-150 м?/сутки. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка: Востокинский и Лянторский валы. Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. 0,625 0,623 0,639 0,629 Объемный коэффициент газа, дол.ед 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048 Объемный коэффициент нефти, дол.ед 1,7 1,7 1,7 1,7 Объемный коэффициент воды, дол.ед 1,01 1,01 1,01 1,01 Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м? 0,686 0,686 0,686 0,686 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м? 891 905 906 897 Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м? 1009 1008 1008 1008 Средняя проницаемость по керну 0,299 0,399 0,266 0,347 Средняя проницаемость по геофизике, мкм? 0,432 0,539 0,496 0,517 Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм? 0,122 0,109 0,1 Вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с 0,0188 0,0188 0,0188 0,0188 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 0,49 0,49 0,49 0,49 Плотность газа в пластовых условиях, кг/м? 144,8 144,8 144,8 144,8 Плотность нефти в пластовых условиях, нз/гнз, кг/м? 812/795 846/796 846/796 846/796 Плотность воды в ластовых условиях, кг/м? 1000 999 999 999 Газовый фактор, м?/т 84 89 78 87 Пластовая температура, С 61,5 61,5 61,5 61,5 Пластовое давление, МПа 21 21 21 21 Давление насыщения нефти газом, нз/гнз, МПа 15,2/20 14,5/19 14,5/19 14,5/19,4 Средняя продуктивность, х10 м?/(сут*МПа) 0,96 1/13 1,08 1,01 Коэффициент песчанистости 0,733 0,732 0,574 0,602 Коэффициент расчлененности, дол.ед 2,295 4,048 5,193 11,147 Содержание серы и нефти, % 1 1,22 1,22 1,22 Содержание парафина в нефти, % 2,33 1,98 198 1,98 Содержание стабильного конденсата, г/м? 39,7 39,7 39,7 39,7 Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т 325233 554394 54217 934344 в том числе по категории В С1 319538 346591 51132 917331 по категории С2 5693 8288 3085 17013 Начальные балансовые запасы свободного аза, млн.м? 166919 87558 3187 257694 в том числе по категории С1 166839 87558 3187 257582 по категории С2 80 2 82 Начальные балансовые запасы конденсата, тыс.т 6627 3476 126 10229 в том числе по категории С1 6624 3476 126 10226 по атегории С2 3 3 Таблица 2.