Автор работы: Пользователь скрыл имя, 19 Октября 2012 в 23:04, курсовая работа
Тенгизское месторождение находится на заключительной стадии разработки, о чем свидетельствует стабилизирующая, на сравнительно небольшом значении, годовая добыча нефти.
Причем стабилизация уровня добычи осуществляется за счет проведения КВД и закачки газа, ввода в эксплуатацию новых скважин, как нагнетательных, так и добывающих, различных методов повышения нефтеотдачи.
Точное определение нефтенасыщенной мощности является важной задачей. Для этого используют данные анализ кернов, электрического и радиоактивного каротажа , а также материалы опробования скважин, позволяющие установить водонефтяной контакт и границы эффективной нефтенасыщенной мощности . Особенно сложно определение нефтенасыщенной мощности для карбонатных пород. В данном слчае большое значение имеют комплексные определения этой величины.
Положение нижней границы нефтенасыщенной мощности усложняется наличием переходной зоны, которая в проницаемых коллекторах составляет до 0,3 м , а в плохо проницаемых достигает 8 м и более. Для более точного определения нефтенасыщенной мощности пласта по отдельным скважинам следует использовать данные бокового электрического зондирования.
h1= 200, h 2= 240, h 3=280, h 4=320
h1= 200+ 240/2 = 220м
h 2= 240+ 280/2 = 260м
h 3= 280+ 320/2 = 300м
∑h= h1+ h 2+ h3= 220+260+300 =780м
1.4 Определение коэффициента открытой пористости m
Коэффициента открытой пористости m обычно определяется по результатам изучения образцов пород, отобранных в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта в этом случае необходимо наличие данных и по площади распространения ласта и по его мощности. Как правило , в достаточном количестве таких данных не бывает, поэтому для определения пористости используют промыслово –геофизические методы исследования. При этом предварительно необходимо провести тщательное сопоставление данных изучения кернов с результатами геофизических методов, выявить расхождения, установить их причины и возможности уверенного использования геофизических данных.
В тех случаях, когда скважины пробурены в водонефтяной зоне и по геофизическим данным пористость определена в нефтяной и в водной частях пласта : более надежным следует считать определения в водной части пласта. Эти значения пористости могут быть перенесены и на нефтенасыщенную часть пласта при условий идентичности литолого - физточеских свойств нефтяной и водной частей разреза. Пористость терригенных поровых коллекторов составляет 10%
т =12% = 0,12:
1.5 Определение нефтенасыщенности
Не все поровые пространство пласта заполнено нефтью, часть его занята связанной водой. Поэтому содержание нефти в пласте определяют при помощи коэффициента нефтенасыщенной β, под которым понимают отношения объема нефти, содержащейся в порах пласта (Vн), к объему всех пор нефтеносного пласта (Vп):
β= Vн / Vп
β = 0,7
Плотности нефти ρ - при подсчете запасов обычно принимают плотности нефти, определенную при стандартных условиях. Для расчета берут среднюю величину по пласта на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.
Начальное пластовое давление .
Коэффициент нефтеотдачи η зависит от литолого – физических свойств коллектора, свойств нефти, насыщающей пласт, темпа и системы разработки, метода эксплуатации. Его величина в значительной степени определятся режимом пласта и свойствами агента, вытесняющего нефть. Вследствие фазовой проницаемости 20% нефти от объема пор в пластах, вообще говоря, являются неизвлекаемыми даже при применении методов интенсификации и вторичных методов эксплатации. Это подтверждается данными
η=13
1.6 Определение объемного коэффициента b
Объемный коэффициент пластовой нефти - как уже указывалось, пластовая нефть отличается содержанием в ней значительного количества раствореного газа. Наличие раствореного газа резко влияет на ее свойства, Увеличивается ее объем,снижается плотность, изменяется также поверхностное натяжение на различных границах раздела
Объемным коэффициентом пластовой нефти называют отношение объема пластовой нефти Vпл к объему получаемой из нее сепарированной нефти Vст при стандартных условиях:
b = Vпл / Vст
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1м3 сепарированной нефти, взятой при стандартных условиях. Величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти, представляет собой так называемый пересчетный коэффициент θ:
θ= 1/b= Vпл / Vст
θ =1,3
Пересчетный коэффициент θ служит для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях).
Qбал=5867·103м2·780м·0,12·0,
Qизвл = 45475·103т ·0,4 = 18190·103т
Заключение
В основных направлениях экономического и социального развития РК перед работниками нефтяной и газовой промышленности поставлены новые задачи - шире развивать совместные компании с иностранными инвесторами развитых стран как Америка, Канада , Таиланд, Китай и.др приступить к промышленной разработке глубокозалегающих месторождений.
Повысить эффективность добычи нефти за счет применение районных систем разработки месторождения, совершенствование техники буровых работ бурение наклонно - направленных и горизонтальных скважин и применение прогрессивных методов технологии бурения.
Начать промышленную эксплуатацию нефтяного месторождения Прикаспийской неизменности и создание на этой базе крупномасштабного газо - химического производства.
Список использованной литературы
Нефтяные и газовые месторождения Казахстана.
Алматы 2003год
Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа Москва Недра 1981