Дипломная работа на тему: Геологическая часть. Общие сведения о месторождении. Орогидрография

Введение

Проблема увеличения степени извлечения нефти из недр или увеличения конечной нефтеотдачи пластов в последние годы стала одной из самых важных. Наиболее актуальными являются вопросы, касающиеся проблемы увеличения нефтеотдачи пластов в разных геолого-физических условиях и для различных стадий разработки нефтяных месторождений.

Отечественная нефтяная промышленность достигла многого в направлении повышения продуктивности скважин, интенсификации добычи нефти, искусственного воздействия на пласт. Применяемые методы, системы и технологии в целом отвечают современному уровню развития науки и техники. В настоящее время накоплен немалый опыт эксплуатации нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Появления методик расчетов процессов обводнения и нефтеотдачи в настоящее время проводится с широким использованием ЭВМ. Возможность использования новых программ прогнозирования технологических показателей разработки, позволяет проводить постоянный текущий контроль за состоянием разработки месторождений, делать оперативные пересчеты текущей нефтеотдачи пластов, корректировать проектные показатели разработки.

В настоящее время современные методы моделирования гидродинамических моделей пластов с большой степенью адаптации позволяют получать распределение нефтенасыщенности по объектам, направления дренирования фильтрационных потоков, что в свою очередь, позволяет намечать геолого-технические мероприятия, направленные на повышение конечной нефтеотдачи пластов, и осуществлять прогноз разработки нефтяных месторождений на более длительные периоды.

Оглавление

- Введение

- Геологическая часть

- Общие сведения о месторождении

- Орогидрография

- Стратиграфия

- Тектоника

- Нефтегазоводоносность

- Коллекторские свойства пласта

- Физико-химические свойства нефти, газа, воды

- Подсчет запасов нефти и газа

- 9 Выводы

- Технологическая часть

- Основные решения проектных документов

- Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

- Анализ обводненности скважин в первой стадии

- Анализ применения геолого-технических мероприятий ГТМ

- Анализ эффективности принятой системы заводнения

- Анализ текущего состояния разработки месторождения

- Характеристика фонда скважин

- Анализ отборов нефти и жидкости, дебиты скважин

- Анализ обводнения залежи

- Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

- Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин

- Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки Выводы

- Библиографический список

Заключение

Таким образом, можно сделать следующие заключения:

* Сарбайско-Мочалеевское месторождение расположено в восточной части Самарской области к северу от с. Кинель-Черкассы. В административном отношении район находиться в пределах Кинель-Черкасского и Похвистневского района в 100-120 км на северо-восток от областного центра г. Самара. Пласт представлен нефтенасыщенными, слаборасчлененными песчаниками, залегает на глубине 1300-1305 м. Приурочен к верейскому горизонту.

* В геологической части в полном объеме описаны стратиграфия, тектоника, нефтеносность пластов Сарбайско-Мочалеевское месторождения, изучены их коллекторские свойства и физико-химические характеристики нефти, газа и воды. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8573 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,5 МПа, газосодержание 17,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 10,58 мПав€™с.

* Пласт А3 залегает на средней глубине 1180. В границах внутреннего контура нефтеносности величины нефтенасыщенных толщин изменяются незначительно, в большинстве случаев составляя 10-12 м и достигают максимума 16,4 м и 16,6 м. на участках расположения скв. 94 и 80. В межконтурной зоне нефтенасыщенные толщины изменяются в более широких пределах от 3 м (скв. 78) до 18,4 м (скв. 117). максимальная эффективная толщина пласта А3 зафиксирована в скв. 117 и 121 и составляет 23,6 и 21 м соответственно. Основной объект разработки - пласт А3 представлен слаборасчлененными песчаниками, состоящими из 1-2, реже 3-х пропластков, толщиной от 1 до 10 м. Коэффициент песчанистости - 0,74, расчленённости -1,5. Пористость - 19,9. Проницаемость 1,66.

* Произведен подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом, которые составляют соответственно 20113 тыс.т. и 12331 тыс.т.

* В итоге, необходимо отметить, что наличие водонефтяных зон в дальнейшем будет влиять на разработку месторождения, имеется возможность обводнения продукции с начала разработки.

Список литературы

1. Спутник нефтяника. / В.М. Муравьев, Н.Г. Середа - М.: Недра, 1971 г.

2. Разработка и управление месторождениями при заводнении. / Д. Уолкотт - М.: ЮКОС, 2001 г.

. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999 г.