Уточнение геологической характеристики месторождения

Автор: Пользователь скрыл имя, 26 Апреля 2013 в 16:48, дипломная работа

Описание работы

В данном дипломном проекте приведены общие сведения о месторождении Арыскум.
Как показал анализ проведенных работ за отчетный период, месторождение Арыскум разрабатывается согласно утвержденному проектному документу.
Большинство скважин эксплуатируется механизированным способом. Анализ работы добывающих скважин показывает, что среднегодовой дебит добывающих скважин незначительно превышает проектное значение.

Содержание

Введение
1. Геологическая часть
1.1. Геологическое строение месторождении Арыскум
1.2. Физико-химические свойства нефти и газа
1.3. Физико-гидродинамические характеристики
2. Технико-технологическая часть
2.1. Анализ текущего состояния разработки
2.2. Характеристика фонда скважин
2.3. Характеристика отборов нефти, газа и воды
2.4. Характеристика закачки рабочего агента
2.4.1. Характеристика закачки газа
2.4.2. Характеристика закачки воды
2.4.3. Характеристика энергетического состояния месторождения
2.5. Гидродинамические исследования скважин
методом КВД и МУО
2.6. Динамика обводненности продукции и характеристика работы скважин с высоким газовым фактором
2.7. Эффективность мероприятий по регулированию процесса
разработки
2.7.1. Цели и методы воздействия на залежь нефти
2.8. Общие понятия о реализуемой системе разработки
3. Экономическая часть
3.1 История создания АО «ПККР» и структура управления
предприятием
3.2. Организация производства
3.3 Анализ технико-экономических показателей
АО «Петро Казахстан»
3.4. Расчёт влияния технико-экономических показателей
на добычу нефти.
4. Охрана труда и охрана окружающей среды
4.1. Техника безопасности при эксплуатации скважин ШГНУ
4.2. Влияние негативных производственных факторов на
организм человека
4.3 Пожаробезопасность на нефтегазодобывающем предприятии
4.4. Охрана окружающей среды от загрязнения и истощения
4.5. Охрана атмосферного воздуха
4.6. Санитарно - защитная зона
4.7. Охрана почвы и растительности
Заключение
Список литературы

Скачать полностью (306.80 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа содержит 1 файл

ППД Арыскум.doc

— 1.49 Мб (Скачать)



Таблица 1.3. - Свойства пластовой нефти месторождения


 

 

 

 

Таблица 1.4. - Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях по скважине №105

№№ скв.

Интервал перфорации, м

Горизонт (пласт)

Глубина отбора, м

Дата отбора проб

Плотность, г/см3

Содержание, %

Температура, оС

Кинематическая  вязкость, мм2/с

Фракционный состав

Молекулярный вес

Организация, проводившая исследования

смолы

асфальтенов

сера

парафин

вспышки

застывание

30оС

40оС

50оС

Н.К.оС

100оС

150оС

200оС

250оС

300оС

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

105

1019,4-1020,5       1021,1-1023,1               1025,3-1032,2                   1033,5-1035,3

М-II

1027,4

01.09.2004

0,865

15,7

0,22

0,19

26,6

10

22

30,55

13,7

10,4

75

5

15

21

37

55

237,4

АО "Петро Казахстан  Кумколь Ресорсиз"                     ТОО "Мунайгазгеолсервис"


 

 

Таблица 1.5. - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

 

Наименование

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

1

2

3

4

5

Кинематическая вязкость, мПа*с

        

                              при 30оС

1

1

30,55

30,55

                                     50оС

1

1

10,4

10,4

Температура застывания, оС

1

1

22

22

Содержание, %: серы

1

1

0,19

0,19

             Смолы

1

1

15,7

15,7

 Фракционный состав, %:

       

НК

1

1

75

75

до 200 оС

1

1

21

21

до 250 оС

1

1

37

37

до 300 оС

1

1

55

55

Плотность нефти, кг/м3

1

1

0,865

0,865


 

 

 

 

Таблица 1.6. - Компонентный состав выделившегося газа  (моль, %)

№№ п/п 

№№ скважины

Горизонт

Интервал перфорации, м

Дата отбора проб         Дата анализа

Метан

Этан

Пропан

н-Бутан

и-Бутан

н-Пентан

и-Пентан

Гексан+выше

Сероводород

Углекислый газ

Азот

Относительная плотность газа (по воздуху)

Организация, проводившая исследования

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

М-II

1

6

М-II

927-944

1987

93,40

3,14

1,80

0,60

  

0,30

  

-

-

-

0,60

0,614

Тогуз, ЮННРЭ ЛГИ

2

6

М-II

927-944

1987

95,04

2,91

1,50

0,40

  

0,21

  

-

-

-

-

0,612

Ташкент, ОМП

3

15

М-II

998-1006

1987

93,40

2,64

1,42

0,64

  

0,25

  

-

-

-

-

0,614

Тогуз, ЮННРЭ ЛГИ

4

15

М-II

998-1006

1987

94,00

2,68

1,38

0,48

  

0,15

  

-

-

-

-

0,614

Тогуз, ЮННРЭ ЛГИ

5

16

М-II

1005-1014

1987

93,10

2,70

1,55

0,95

  

0,40

  

-

-

-

-

0,614

Тогуз, ЮННРЭ ЛГИ

6

16

М-II

1005-1014

1987

94,20

2,97

1,20

0,87

  

0,35

  

-

-

-

-

0,614

Тогуз, ЮННРЭ ЛГИ

7

18

М-II

971-987

1987

93,60

2,40

1,20

0,79

  

0,99

  

-

-

-

0,40

0,614

Тогуз, ЮННРЭ ЛГИ

8

18

М-II

971-987

1987

94,16

3,52

0,82

0,47

  

0,32

  

-

-

-

0,70

0,614

Ташкент, ОМП

9

105

М-II

1019,4-1020,5       1021,1-1023,1               1025,3-1032,2                   1033,5-1035,3

01.09.2004

67,05

15,57

11,31

1,81

1,50

0,73

0,59

  

следы

0,08

0,88

0,830

АО "Петро Казахстан  Кумколь Ресорсиз"                     ТОО "Мунайгазгеолсервис"

10

Г-1

М-II

1047

30.06.2005

92,77

0,88

1,31

0,95

1,55

0,35

0,52

0,56

-

0,33

0,15

0,658

PENCOR International LTD

11

14

М-II

1020-1031

01.12.2000

85,71

3,66

1,93

1,29

1,43

0,51

0,83

0,74

-

3,32

0,58

0,710

PENCOR International LTD

12

20

М-II

1010-1023

16.12.2000

80,41

7,4

3,93

2,35

2,38

0,89

1,39

0,87

-

0,01

0,37

0,767

PENCOR International LTD

Среднее значение 

91,07

3,94

2,35

0,80

1,53

0,41

0,56

0,56

  

0,21

0,55

0,640

  

Ю3

13

405

Ю3

991,5-996,0

06.04.2005

75,09

7,45

7,97

3,63

2,33

1,01

1,45

0,67

-

0,04

0,17

0,824

PENCOR International LTD

14

403

Ю3

1000,0-1021,5

06.04.2005

90,48

4,74

1,12

0,43

1,6

0,09

0,44

0,35

-

0,31

0,17

0,648

PENCOR International LTD

Среднее значение 

82,78

6,1

4,55

2,03

1,97

0,55

0,95

0,51

-

0,18

0,17

0,736

  



 

 

 

 

 

Таблица 1.7. - Компонентный состав выделившегося газа, %, мольное

                        содержание

Наименование

М-II

Ю3

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

скважин

проб

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Азот

4

5

0,15-0,88

0,55

2

2

0,17

0,17

Сероводород

-

-

-

-

-

-

-

-

Углекислый газ

2

2

0,08-0,33

0,21

2

2

0,04-0,31

0,18

Метан

6

10

67,05-95,04

91,07

2

2

75,09-90,48

82,78

Этан

6

10

0,88-15,57

3,94

2

2

7,45-4,74

6,1

Пропан

6

10

0,82-11,31

2,35

2

2

7,97-1,12

4,55

н-Бутан

6

10

0,40-1,81

0,80

2

2

3,63-0,43

2,03

н-Бутан

2

2

1,50-1,55

1,53

2

2

2,33-1,6

1,97

н-Пентан

6

10

0,15-0,99

0,41

2

2

1,01-0,09

0,55

н-Пентан

2

2

0,52-0,59

0,56

2

2

1,45-0,44

0,945

Гексан+выше

1

1

0,56

0,56

2

2

0,67-0,35

0,51

Относительная плотность газа (по воздуху)

6

10

0,612-0,830

0,640

2

2

0,824-0,648

0,736


 

 

Таблица 1.8. - Содержание ионов в пластовой воде

Содержание ионов, мг/дм3

При составлении технологической  схемы разработки

М-II

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

1

2

3

4

5

Cl-

3

4

33007-38200

33031,8

SO42-

3

4

14-369

108,8

HCO3-

3

4

85-671

247,5

Ca2+

3

4

2094-5100

3241,3

Mg2+

3

4

369-772

596,8

Na++K+

3

4

16572-20842

19375,5

pH

3

4

6,3-7,4

6,3


 

1.3. Физико-гидродинамические характеристики

 

Лабораторные исследования по определению коэффициента вытеснения нефти водой (Квн) производилось в скважинах №№100, 116, 123 физико-химической лабораторией ТОО «Мунайгазгеолсервис». Моделирование процесса вытеснения нефти водой осуществлялось на 13 образцах керна, отобранных из продуктивной части разреза скважин №№100, 116, 123 на установке УИПК-1М.

Объемы образцов составляют 25-26 см3, что не корректно для определения этого параметра. Полученные объемы настолько малы, что на практике их невозможно измерить.

Согласно отраслевому  стандарту ОСТ 39-195-86 для определения  коэффициента вытеснения необходимо применять  составной образец из 5-7 образцов, каждый длиной не менее 25 мм и диаметром не менее 27 мм, что не соблюдается в данном случае. 

  По  результатам  экспериментов, сведенных в таблицы 1.9., 1.10., 1.11. мы видим, что остаточная водонасыщенность изменяется от 0,4 до 0,81 д.ед., т.е. на долю нефти остается 0,6-0,19 д.ед., остаточная нефтенасыщенность - от 0,2 до 0,823 д.ед. Один из примеров - в скважине №123 (образец 11/1007) остаточная водонасыщенность равна 0,6374 д.ед., остаточная нефтенасыщенность составляет 0,808 д.ед.

По некорректным лабораторным данным определения коэффициента вытеснения проведенным по образцам керна из скважин №№100, 116, 123 определить коэффициент вытеснения нефти, строить какие-либо зависимости нельзя, поэтому на следующих этапах необходимо продолжить исследования по определению коэффициента вытеснения нефти с учетом высказанных замечаний.

 

 

 

 

 

Таблица 1.9. - Определение коэффициента вытеснения нефти водой по скважине №100 месторождения Арыскум


№№ иссл.

№№ образ.

Интервал отбора, м

Открытая пористость д.ед.

Проницаемость, мД

Остат. водонас. д.ед.

Объем образца, Vобр. см3

Объем пор, Vпор. см3

Объем ост. воды           Vо..в. см3

Объем насыщ. Vн. нас., см3

Объем вытесн. нефти     Vн., см3

Объем ост. нефти Vн., см3

Остаточная нефтенас.,       д.ед.

Коэфф. вытес. нефти     водой, д.ед.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

1-846

1009-1010

0,126

33,42

0,40

23,700

2,986

1,194

1,792

0,80

0,992

0,553

0,446

2

3-848

1009-1010

0,070

1,140

0,81

23,899

1,673

1,355

0,318

0,06

0,258

0,811

0,189

3

5-850

1012-1013

0,225

327,68

0,31

22,277

5,012

1,554

3,458

2,40

0,058

0,306

0,694

Информация о работе Уточнение геологической характеристики месторождения