Курсовая работа: Геологопромысловая характеристика продуктивных отложений в связи с разработкой ЗападноМалобалыкского месторождения
СОДЕРЖАНИЕ
1.1 Физико-геогрфический очерк
Рис. 1 Обзорная схема района работ
1.2 Геолого-геофизическая изученность
Таблица 1. Геолого-геофизическая изученность
Рис. Временной разрез через центр Малобалыкского месторождения. Inline 330, структуры
2.1 Исходная информация по месторождению
Таблица 4. Распределение исследований ПГИ по пластам
2.2 Анализ освоения и разработки объекта ЮС2
Таблица 5 Результаты гидродинамических исследования скважин
Рис.8 Схема пространственного расположения залежей нефти. Объект ЮС2.
Таблица 11 − Входные показатели по скважинам. Объект ЮС2
Таблица 12 − Технологические показатели разработки. Западно-Малобалыкское месторождение. Объект ЮС2
Рис.12 Динамика технологических показателей. Объект ЮС2
Рис.13 Карта накопленных отборов. Объект ЮС2
Рис.14 Карта текущего состояния разработки. Объект ЮС2
Рис.15 Карта изобар 2017 г. Объект ЮС2
Рис. 16. Выкопировка с подсчетного плана пласта ЮС0 из ОПЗ 2017 г.
Таблица 17..Исходные характеристики расчетных вариантов разработки по объекту ЮС0
Таблица 18.Исходные данные и результаты расчетов по объекту ЮС0
Рис.17. Сопоставление фактических и проектных показателей. Объект ЮС2
Таблица 5 Результаты гидродинамических исследования скважин
| Наименование | Количество | Интервал изменения | Среднее значение | |
| скважин | измерений | |||
| Пласт ЮС2 | ||||
| Нач. пластовое давление, МПа | 3 | 3 | 19.1-24.0 | 22.0 |
| Пластовая температура, 0С | 3 | 3 | 99 | 99 |
| Дебит нефти, т/сут | 3 | 3 | 2.8-21.6 | 9.1 |
| Обводненность, мас. % | 3 | 3 | 2.0-8.0 | 5.0 |
| Удел. продуктивность, м3/(м·сут·МПа) | 3 | 3 | 0.03-0.3 | 0.11 |
| Гидропроводность, Д·см/МПа·с | 2 | 2 | 0-2.6 | 1.3 |
| Проницаемость по нефти, мД | 3 | 3 | 0.3-3.1 | 1.3 |
, выражающейся в наличии многочисленных углисто-глинистых прослойков и тонкого переслаивания песчано-алевритовых прослоев различного грансостава.
Фильтрационно-емкостные свойства
Породы пласта ЮС2 характеризуются низкими коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами. Всего было отобрано 310 образцов керна, из них 140 образцов из скважины № 2010, 150 - из скважины № 701 и 20 образцов из скважины № 2014. Пористость по керну составляет от 1,0 % до
17,5 %, пористость по 310 образцам равна 9,4 %; проницаемость низкая и равна в среднем 1.8 мД по 310 образцам при диапазоне Кпр – от 0,1 до 87,2 мД; остаточная водонасыщенность измерена только методом центрифугирования и равна в среднем по 110 образцам 70,2 % при диапазоне 32,2 %-95,3 %.
Гистограммы распределения пористости (Кп), проницаемости (Кпр) и остаточной водонасыщенности (Кво) по керну представлены на рис. 4
 а) |  б) |
 в) | |
Рис.4 Распределения коэффициентов пористости (а), проницаемости (б) и остаточной водонасыщенности (в) по данным исследований керна.
Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по данным Геофизического исследования скважинПласт ЮС2 охарактеризован 196 определениями по данным геофизических исследований семь скважин. Открытая пористость варьирует в пределах от 10,1 % до 19,6%, составляя в среднем 14,0 %. Проницаемость имеет диапазон изменения от 0,4 до 27,9 мД при среднем значение 10 мД. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности равно 0,45 д.ед. (0,04-0,78 д.ед.). Ниже кратко иллюстрируются (рис. 5-7) фильтрационно-емкостные свойства пластов, полученные по результатам интерпретации геофизического исследования скважин.Рис. 5 Распределение пористости по продуктивным пластам по данным геофизического исследования скважин.
Рис. 6 Распределение проницаемости по продуктивным пластам по данным геофизического исследования скважин.
Рис. 7 Распределение нефтенасыщенности по продуктивным пластам по данным геофизического исследования скважин.
Таблица 8 Распределение параметров Фильтрационно – емкостных свойств (результаты интерпретации геофизического исследования скважин.)
| Параметры, метод определения | Пласт ЮС2 | | ||
| - количество скважин | 7 | | ||
| - количество определений | 196 | | ||
| - минимальное значение, д.ед | 0.101 | | ||
| - максимальное значение, д.ед | 0.196 | | ||
| - среднее значение, д.ед | 0.14 | | ||
| 2 Коэффициент проницаемости | | | ||
| - количество скважин | 7 | | ||
| - количество определений | 196 | | ||
| - минимальное значение, м2 | 0.4 | | ||
| - максимальное значение, м2 | 27.9 | | ||
| - среднее значение, м2 | 10 | | ||
| 3 Коэффициент нефтенасыщенности | ||||
| - количество скважин | 7 | | ||
| - количество определений | 196 | | ||
| - минимальное значение, мД | 0.04 | | ||
| - максимальное значение, мД | 0.78 | | ||
| - среднее значение, мД | 0.44 | | ||
Таблица 9 Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, геофизического исследования скважин, гидродинамическое исследование)
| Параметры, метод определения | Пласт ЮС2 |
| 1 Коэффициент пористости | |
| 1.1 керн | |
| - количество скважин | 3 |
| - количество определений | 310 |
| - минимальное значение, д.ед | 0.010 |
| - максимальное значение, д.ед | 0.175 |
| - среднее значение, д.ед | 0.094 |
| 1.2 ГИС | |
| - количество скважин | 7 |
| - количество определений | 196 |
| - минимальное значение, д.ед | 0.101 |
| - максимальное значение, д.ед | 0.196 |
| - среднее значение, д.ед | 0.14 |
| 2 Коэффициент проницаемости | |
| 2.1 керн | |
| - количество скважин | 3 |
| - количество определений | 200 |
| - минимальное значение, м2 | 0.05 |
| - максимальное значение, м2 | 87.2 |
| - среднее значение, м2 | 2.7 |
| 2.2 ГИС | |
| - количество скважин | 7 |
| - количество определений | 196 |
| - минимальное значение, мД | 0.4 |
| - максимальное значение, мД | 27.9 |
| - среднее значение, мД | 10.0 |
| 2.3 ГДИ (по нефти) | |
| - количество скважин | 3 |
| - количество определений | 3 |
| - минимальное значение, мД | 0.3 |
| - максимальное значение, мД | 3.1 |
| - среднее значение, мД | 1.3 |