Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения - Курсовая работа

1. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении 1.2 Условия залегания основных продуктивных пластов 1.3 Коллекторские свойства пласта 1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов 2. Анализ причин вызывающих снижение продуктивности скважин 3. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов 5. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП). В настоящей работе по состоянию изученности на 01.01.2010 г. дана характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, приведены основные параметры продуктивных пластов, запасы нефти. Солянокислотные обработки проведенные на месторождении за один год. 2. Абсолютные отметки рельефа 120-130 м, минимальные в районе месторождения - 110 м. Среднее годовое количество осадков до 520 мм. Рисунок №1 Обзорная схема района работ 1.2 Условия залегания основных продуктивных пластов Залежи в терригенных отложениях бобриковского горизонта. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1395.6 м (скв. Таблица №1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Параметры Объекты разработки Б0 Б1 Б2 А4 А2 А3 Б2 Б1 Б0 А4 А3 А2 Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м -1404.0 -1399.1 -1391.7 -1058.5 -1044.3 -1030.0 Тип залежи неполнопластовая, водоплавающая пластово-сводовая литологически экранированная пластово-сводовая литологически экранированная массивная пластово-сводовая пластово-сводовая Тип коллектора терригенный поровый терригенный поровый терригенный поровый карбонатный карбонатный карбонатный Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 1 327.7 2 495.7 1 633.5 18 101.8 8 935.2 17 760.8 Средняя общая толщина, м 13.5* 2.6* 4.6* 35.3* 7.5* 8.8* Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 5.2 2.3 5.4 23.9 6.0 6.8 Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 7.0 1.5 - 4.2 - - Коэффициент пористости, доли ед. 0.221 0.219 0.230 0.179 0.174 0.185 Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0.791 0.837 0.868 0.760 0.655 0.694 Проницаемость, 10-3 мкм2 3333 1089 376 333 112 556 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.729 0.910 0.986 0.749 0.803 0.766 Расчлененность 2.1 1.2 1.0 5.3 1.5 2.3 Начальная пластовая температура, оС 39 39 39 37 37 37 Начальное пластовое давление, МПа 15.5 15.4 15.4 11.9 11.9 11.9 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с 149 149 149 125 30 30 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0.922 0.922 0.922 0.910 0.876 0.876 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0.937 0.937 0.937 0.922 0.888 0.888 Абсолютная отметка ВНК, м -1407.0 -1407.0 -1407.0 -1092.0 -1062.2 -1062.2 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1.029 1.029 1.029 1.041 1.041 1.041 Содержание серы в нефти, % 4.32 4.32 4.32 4.04 3.11 3.11 Содержание парафина в нефти, % 2.72 0.72 2.72 2.15 2.02 2.02 Давление насыщения нефти газом, Мпа 1.4 1.4 1.4 1.0 1.0 1.0 Газовый фактор, м3/т 3.3 3.3 3.3 3.8 4 4 Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1.016 1.016 1.016 1.016 1.016 1.016 Сжимаемость нефти, 1/МПа Ч 10-4 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 Коэффициент вытеснения, доли ед. 0.341-0.365 0.293 0.312 * средние значения приведены без учета площади, по скважинным данным Рисунок №2 Геологический профиль по линии скважин 50, 51, 52, 30, 27, 26, 41, 43 (линия I-I) Нефтяная залежь пласта Б2 вскрыта 10ю скважинами (скв. Дебиты безводной нефти только по пласту Б1 составили 5-9 м3/сут. Шт 46 62 42 Среднее значение 447.5 0.168 0.79 Коэффициент вариации. доли ед. 1.535 0.203 0.118 Интервал изменения 7.3-2653.9 0.095-0.258 0.505-0.989 Геофизические исследования скважин Количество скважин 27 27 Количество определений.