Проведение анализа гидродинамических исследований скважины № 202 Дулисьминского НГКМ.

СОДЕРЖАНИЕ


ВВЕДЕНИЕ 1
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3
1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 3
1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
4
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 9
1.4 Запасы нефти, газа и газоконденсата 14
1.5 Осложняющие факторы горно-геологических условий данного месторождения на существующей стадии разработки
15
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 18
2.1 Методика расчета гидродинамических параметров пластов по результатам исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах

18
2.2 Моделирование процессов фильтрации в зоне дренажа скважины 23
2.3 Расчёт средних гидродинамических параметров зоны дренажа скважин, на стационарных режимах фильтрации
26
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 35
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 36

ВВЕДЕНИЕ


Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Киренском и Катангском районах Иркутской области.
Месторождение открыто в 1983 году разведочной скважиной №2, из которой был получен промышленный приток нефти дебитом 49,2м3/сут и газа дебитом 100 тыс.м3/сут.
В 2004 г. запасы нефти, газа и конденсата были утверждены ГКЗ (протокол ГКЗ МПР РФ № 965 – ДСП от 19 ноября 2004 г.). Согласно этому протоколу начальные геологические запасы нефти по месторождению составили 71 595 тыс.т, растворенного газа – 10 775 млн.м3, газа газовой шапки – 80 095 млн.м3, конденсата – 16 019 тыс.т. Коэффициент извлечения нефти составил 0,21 (НИЗ нефти – 15 035 тыс.т), растворенного газа – 2 263 млн.м3, конденсата – 8 489 тыс.т (КИК – 0,53).
На 01.07.2011 г. накопленная добыча нефти по месторождению составила 380,5 тыс.т., конденсата 58,8 тыс.т., растворенного нефтяного газа 57,3 млн. м3 , добыча природного газа из газовой шапки через нефтяные добывающие скважины составило почти 294 млн.м3. Накопленная добыча нефти вместе с конденсатом составила 439,3 тыс.т., природного газа, всего-351,2 млн. м3 .
Гидродинамическое исследование включает в себя замеры забойного давления и дебита с целью оценки величины коэффициента продуктивности при различных режимах работы скважины, изучения динамики энергетического состояния нефтегазовой залежи месторождения, замеров дебитов жидких углеводородов и газа с целью контроля динамики газового фактора и оценки объёмов добычи нефти (текущих и накопленных).
Целью данной работы является проведение анализа гидродинамических исследований скважины № 202 Дулисьминского НГКМ.
Для достижения поставленной цели считаю важным выполнение следующих задач:
 выявить зависимость дебита нефти от депрессии на пласт и давления на устье;
 изменение забойного давления от дебита скважины;
 определение коэффициентов фильтрационного сопротивления;
 построение модели воронки депрессии.
 определение фильтрационно-емкостных свойств пласта – гидропроводности, распределение проницаемости, скин-фактора по зоне дренажа скважины;

Добрый день! Уважаемые студенты, Вашему вниманию представляется курсовая работа на тему: «Проведение анализа гидродинамических исследований скважины № 202 Дулисьминского НГКМ.»



Оригинальность работы 90%

Настоящий отчет выполнен на основе материалов гидродинамических исследований скважины № 202 Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения. В процессе работы я опирался на геолого-геофизические промысловые материалы с использованием ранее выполненных проектных документов и пересчётов запасов.
Важнейшей характеристикой добывающих скважин являются гидродинамические параметры такие, как гидропроводность, проницаемость, продуктивность, пьезопроводность определение которых должно проводиться регулярно в течение всего периода эксплуатации каждой скважины.
Все параметры пласта-ко ллектора должны определяться методами математического моделирования, так как по этим данным строятся гидромеханические модели разработки месторождений.
По результатам выполнения можно сделать следующие выводы:
1. Особое внимание необходимо уделять технологии проведения исследования скважин и соблюдать последовательность действий на каждом режиме работы скважины. Некачественные замеры: недостаточное время работы на режиме; неточный замер пластового давления; неточный замер забойного давления - препятствуют построению моделей фильтрационных свойств пласта.
2. Проницаемость по зоне дренажа скважины определяется по линейному закону Дарси и формуле Дюпюи. В данных формулах необходимо учитывать извилистость поровых каналов и динамическую пористость.
3. Установлено неоднородное распространение фильтрационно-емкостных свойств по зоне дренажа скважины.
4. Математическое моделирование фильтрационных свойств по зоне дренажа всех эксплуатационных и нагнетательных скважин может значительно увеличить эффективность разработки месторождения.