.

Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

Язык: русский
Формат: курсова
Тип документа: Word Doc
0 4802
Скачать документ

84

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Общие географо-экономические сведенья

1.2 Гидрологическая характеристика

1.3 Климатическая характеристика

2. Геологическая часть

2.1 Литолого-стратиграфический разрез

2.2 Тектоника

2.3 Геологическое строение продуктивного пласта БС4-5

2.4 Емкостно-фильтрационная характеристика продуктивного пласта БС4-5

3. Технологическая часть

3.1 Опробование, испытание и исследование скважин

3.2 Обработки результатов гидродинамических исследований скважин

3.2.1 Исследование фонтанных скважин

3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН

3.2.3 Исследование нагнетательных скважин. Снятие и обработка кривой
восстановления (падения) давления

3.2.4 Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания
уровня (по механизированному фонду скважин)

3.2.5 Обработка данных прослеживания уровня и построение графиков

3.3 Гидродинамические исследования при вторичном вскрытие пласта

3.4 Приток жидкости к несовершенным скважинам при выполнении закон Дарси

3.5 Лабораторные исследования

3.6 Расчёт гидродинамических параметров

Заключение

4. Техническая часть

4.1 Обоснование типовой конструкции скважин

4.2 Выбор конструкции скважин

4.3 Техника для гидродинамических исследований

5. Специальная часть

5.1 Состояния вскрытия пластов

5.2 Основные факторы определяющие качество вскрытия пластов

5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с применением пенных
систем

5.4 Влияние типа и видов перфорации на коэфициент продуктивности
скважины и отбор – вытеснения нефти в системе разработки

Введение

Нефтегазодобывающая промышленность занимает важное место в экономике
России: она обеспечивает основной прирост добычи топлива в
топливно-энергетическом балансе.

Наибольший прирост добычи нефти получен за счёт ускоренного освоения и
ввода в разработку новых нефтяных месторождений Западной Сибири.

Рост добычи в Западной Сибири определяет, внедрение новейшей техники,
технологий, эффективных методов разработки с применением
блочно-индустриальных методов обустройства месторождений.

Вместе с тем нефтегазодобывающий район характеризуется крайне трудными
географо-экономическими и природно-климатическими условиями,
обуславливающими высокую стоимость капитального строительства.

Естественно, что в столь специфических условиях, при ускоренном развитии
нефтедобывающей отросли Западной Сибири, когда решаются не только
вопросы темпов, но и полнота извлечения нефти из недр, проблема научно
обоснованной комплексной оценки проектирования разработки нефтяных
месторождений должна найти правильное решение с учётом требований
хозяйственной реформы.

Исследованиями в этом направлении занимаются институты страны. В
настоящие время очевидно, что дальнейший быстрый рост добычи должен
обеспечиваться не только за счёт новых запасов, но и за счёт новых
прогрессивных методов.

Наметились два направления в решении этого вопроса. Первое – отыскание
наилучших вытесняющих агентов. Второе направление – отыскание наилучших
пространственно-временных систем воздействия и отбора. Сюда входят
количественное соотношения между эксплуатационными и нагнетательными
скважинами, характеризующими размещение тех и других по площади,
временные характеристики их ввода. Цель этого направления улучшать охват
залежи процессом разработки и в конечном счёте динамику и итоговые
характеристики отбора нефти.

В настоящие время Приразломное месторождение является полигоном
испытания различных технологий разработки низко-проницаемых коллекторов
(НПК). Здесь в массовом порядке производится гидроразрыв пласта Б4-5.

В широком объёме применяются химические методы обработки призабойной
зоны пласта, такие как: использование импульсно-волнового метода,
пенообработки, соляно-кислотные обработки, комплексные глинокислотные
обработки.

1. Общая часть

1.1 Общие географо-экономические сведенья

В административном отношении Приразломное нефтяное месторождение входит
в состав Нефтеюганского района Ханты-Мансийского национального округа
Тюменской области и расположено в центральной части Западно-Сибирской
низменности в относительной близости от разрабатываемых крупных нефтяных
месторождений – Правдинского. Мамонтовского, Усть-Балыкского и др.
(рис.1.1). Центр национального округа г. Ханты-Мансийск расположен в 90
км западнее месторождения, а г. Нефтеюганск – в 70 км восточнее. Из
относительно крупных населенных пунктов упомянем п. Лемпино и пос.
Пойковский, расположенные от месторождения соответственно 15км и 50км
восточнее. Юго-восточнее и южнее от объекта исследований проходит
нефтепровод Усть-Балык – Омск и газопровод Уренгой – Новополоцк, от
которых построены нефтесборный и газосборный коллекторы, пролегающие
через месторождения Правдинское – Северо-Салымское – Приразломное –
Приобское. Энергоснабжение осуществляется Сургутской ГРЭС. Железная
Дорога Тюмень – Сургут проходит юго-восточнее и южнее месторождения,
железнодорожные станции Салым и Куть-Ях расположены соответственно в 56
км к югу и 53 км к юго-востоку от месторождения. Город Нефтеюганск имеет
крупный аэропорт и связан воздушными линиями со многими городами
Российской Федерации, в том числе со столицей Москвой. До освоения
нефтегазовых ресурсов края и создания мощной нефтегазовой индустрии,
немногочисленное коренное население состоящее из народностей ханты и
манси, занималось охотой, рыболовством и оленеводством, а отдельные
группы населения других вне зоны подпора, половодье начинается в первой
декаде мая и длится 2-3 недели.

1.2 Гидрологическая характеристика

Определив сетку линий стекания в пределах территории месторождения,
имеем наглядную картину направления поверхностного стока в период
снеготаяния и дождей, микроручейковой сети, концентрированного стока
полуповерхностных и болотных вод.

В геоморфологическом отношении территория месторождения располагается на
поверхности поймы и І,ІІ,ІІІ надпойменных террас р. Оби.

Как уже упоминалось выше. пойма р. Оби (QIV) занимает северную часть
месторождения и имеет абсолютные отметки 27 – 31м. Поверхность ровная,
слабоволнистая, осложнена понижениями. многочисленными притоками,
старицами, гривами. Поименная растительность преимущественно луговая, в
меньшей степени кустарниковая и лесная. Залесенные участки представлены
кедром, сосной, березой. Поверхность поймы существенно заболочена.

Нерасчлененная I надпойменная терраса и пойма рек (1QIII + QIV)
прослеживаются узкими полосами вдоль поймы р. Оби, р. Малого Салыма и
остальных малых рек, где трудно разделить пойму и I надпойменную
террасу. Поверхность ее слаборасчлененная, сильно залесенная со следами
блуждающих древних русел и старичными озерами. Лесная растительность
представлена в основном осиной, сосной, березой.

Местами вдоль поймы рек Оби, Большого Салыма прослеживается первая
надпойменная терраса (IQIII), поверхность которой имеет абсолютные
отметки 32 – 40 м. Она преимущественно ровная, местами слабо расчленена,
хорошо дренирована, сильно залесена в прибровковой и заболочена в
тыловых частях.

Вторая надпойменная терраса р. Оби (2QIII) занимает большую часть
территории месторождения, прослеживается повсеместно и выделяется по
абсолютным отметках 48 – 60 м. Поверхность неровная сильно размытая; в
прибровковой части и вдоль ручьев и рек хорошо дренирована и залесена, а
в центральной сильно заболочена. Леса представлены сосной, березой,
осиной, кедром.

Вторая лиманная терраса р. Оби (2QIII) распространена отдельными
небольшими участками. Поверхность ее имеет абсолютные отметки 40 – 45 м,
неровная, наблюдается останцево-эрозионный бугристый микрорельеф. В
прибровковой части и вдоль ручьев и рек дренировала и залесена, в
тыловой части – заболочена.

Третья надпойменная терраса р. Оби (3QIII) встречается в западной части
месторождения в виде локальных останков и имеет абсолютные отметки 57-68
м. Поверхность ее неровная, бугристая и в прибровковой части довольно
интенсивно расчленена овражно-балочной сетью и залесена, а в тыловой
части заболочена. Лесная растительность представлена сосной, березой,
елью. На поверхности наблюдается останцево-эрозионный бугристый
микрорельеф.

Значительная часть территории месторождения заболочена, особенно на
западе, севере и востоке. Болота достаточно глубокие и толщина торфяного
слоя в них достигает 8 м. Береговые склоны болот пологие, в ложбинах
стока крутые. В зависимости от времени года и микроландшафта уровень
воды в болотах варьирует в пределах от 0.0 м до 0.5 м.

В пределах исследуемой территории выделены целующие типы болотных
микроландшафтов: сосново-кустарнично-сфагновый, грядово-

мочажинный, озерково-мочажинно-грядовый, хустарничко-травяно-моховый.
Озера выделены в пределах озерково-мочажино-грядового микроландшафта. Их
особенно много в западной половине месторождения, в том числе немало
довольно крупных.

Поймы мелких рек и водотоков асимметричные, выделяются условно по
абсолютным отметках местности. В целом речная сеть врезана неглубоко.
Протекая по песчаным отложениям при незначительном уклоне реки сильно
меандрируют.

На юге месторождения и зоне приоритетного природопользования наиболее
распространены замшелые смешанные заболоченные леса, особенно в
междуречье Айега-Камчинская и Айега-Малый Салым, а также на правобережье
р. Камчииская. Вдоль правобережья р. Камчинская широко развиты
значительные обособленные участки произрастания смешанных лесов,
представленных в основном сосной, елью, кедром и березой. На левобережье
р. Малый Салым преобладает болотный микроландшафт
сфагново-кустарничково-соснового и мочажинно-грядового типа.

1.3 Климатическая характеристика

Климат района резко континентальный с большой амплитудой

колебания сезонных температур: от – 53°С зимой до +35°С летом.
Среднегодовое количество осадков составляет 400-500 мм. Глубина
промерзания почвы зимой 1,3-1,7 м. Снежный покров держится в среднем до
180 дней в году и толщина ею достигает 1,5 м. Толщина льда на реках и
озерах достигает 60-80 см, а и суровые зимы до 1 м и более.
Среднегодовая температура – 3,5°С среднемесячная в январе – 20°С, а в
июле +18°С.

Месторождение приурочено к зоне развития прерывистых многолетнемерзлых
пород в верхних слоях геологического разреза. Толщина подобных пород
варьирует в пределах 15-40 м.

Для временного водоснабжения буровых работ после соответствующей очистки
могут быть использованы поверхностные водоемы. Кроме того, для
технических нужд вполне пригодны воды первого водоносного горизонта,
залегающего очень близко к дневной поверхности (5-10 м), а во многих
пониженных участках выходят на дневную поверхность. В зоне приоритетного
природопользования в междуречье Айега-Камчинская он залегает на глубине
5-10, а на остальных участках зоны на глубинах от 0 до 5 м. Воды
горизонта относятся к типу гидрокарбонотно-кальциевых. В районе
месторождения и близлежащих площадях для питьевого и хозяйственного
водоснабжения используются подземные воды атлымского горизонта,
залегающие под мерзлотными слоями. Для промывки скважин широко
пользуются надмерзлотными водами новомихайловского водоносного
горизонта.

Несмотря на то, что в пределах Приразломного месторождения разрез
апт-альб-сеноманского водоносного комплекса по сравнению с разрезом
этого комплекса в районе Усть-Балыкского месторождения характеризуется
худшими геолого-физическими и гидродинамическими параметрами, воды
комплекса применяются в системе поддержания пластового давления в
залежах.

В районе месторождения, а также вблизи соседних нефтяных месторождений и
городов Нефтеюганск и Сургут разведаны и разрабатываются месторождения
песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых глин, которые широко
используются при строительстве.

2. Геологическая часть

2.1 Литолого-стратиграфический разрез

В геологическом строении осадочного числа месторождения принимают
участие терригенные отложения мезозойского и кайнозойского возраста,
подстилаемые породами доюрского фундамента. Максимальная толщина пород
фундамента и осадочного чехла вскрыта в скважине №184 и составляет 3320
м.

ДОЮРСКИЕ образования – вскрытая их толщина в скв. №184 равна 107 м, из
них верхние 40 м относятся к коре выветривания и представлены
туфо-аргиллитами. подстилаемые кварцевыми порфирами и порфиритами,
кровля которых служит региональным отражающим сейсмическим горизонтом
“А”. Возраст их определен как среднедевонский. На размытой поверхности
доюрского фундамента залегают осадки нижне-среднеюрского возраста.

НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИЕ отложения выделяются как “тюменская свита”. Сложена
эта свита в подошве пачкой почти черных аргиллитов плотных с обильным
углистым детритом. В аргиллитах определен спорово-пальцевой комплекс
верхнего лейаса. Выше залегает мощная толща чередующихся пластов и
прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты
серые и светлосерые, мелкозернистые преимущественно полимиктовые с
небольшим содержанием обломков, реже аркозовых. Аргиллиты темносерые и
серые, алевритистые иногда углистые, содержат прослойки угля и
глинистого сидерита толщиной в несколько сантиметров. Для пород толщи
характерно присутствие углистого детрита и микроскопических стяжений
глинистого сидерита. В образцах пород свиты определены споро-пыльцевые
комплексы, характерные для батского, байосского и аалснского ярусов.
Общая толщина тюменской свиты в данном районе изменяется от 241 м до 288
м. В разрезах ряда близлежащих площадей в верхней части
песчано-алевролитовые прослои нефтенасыщены и индексируются как пласт
102.

ВЕРХНЕЮРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ представлены абалакской и баженовской свитами.

АБАЛАКСКАЯ свита охарактеризована пачкой темносерых аргиллитов, в
верхней части которой прослеживаются прослои алевролитов и
алевролитистых песчаников серых и светлосерых, глинистых, с включениями
зерен глауконита, выделяемых на практике как продуктивный пласт Ю1. В
пачке обнаружены фораминиферы, характерные для кимериджского,
оксфордского, келловеиского ярусов. Толщина свиты колеблется в пределах
17 – 32 м. Подошва свиты служит регионально выдержанным отражающим
сейсмическим горизонтом “Т”.

БАЖЕНОВСКАЯ свита представлена в основном глинами, содержащими прослои
кремнистых известковистых образовании. Глины темно-серые почти черные,
часто листоватые и битуминозные. По вещественному составу и
текстурно-структурным особенностям представляется возможным выделить 4
основных типа пород: собственно глины, кремнистые глины или радиоляриты,
известковистые глины и мергели, известняки. Собственно глины
алевритистые массивной структуры и прослоями тонкоотмученные
микрослоистые. По вещественному составу породы баженовской свиты
Салымского района заметно отличаются от аналогичных образований
подстилающих и перекрывающих горизонтов повышенным содержанием
органического вещества (в среднем 5-10%), аутигенного кремнезема
(40-80%) и пирита. Содержание пирита в 10-15 раз больше, чем во
вмещающих породах. Глины еще не являются аргиллитами, а находятся на
стадии уплотненных глин. Они отличаются высоким содержанием
битуминизированного органического вещества. Емкостные свойства пород
баженовской свиты колеблются довольно в широких пределах и зависят от их
вещественного состава. Наименьшая общая пористость характерна для
известняков, мергелей и не превышает обычно 1-2%. Наибольшую общую
пористость имеют массивные глины, в среднем она составляет 7%. Изучение
трещинной пористости промысловыми методами показало, что се значения
обычно не превышают 0,5%, в среднем от 0,05 до 0,2%. Трещиноватые
разности пород свиты индексируются как пласт Ю0. Свита охарактеризована
ихтиофауной и фауной, свойственной волжскому ярусу. Общая толщина свиты
изменяется от 32 до 46 м. Глины свиты являются регионально выдержанным
сейсмическим репером, известным как отражающий сейсмический горизонт
“Б”.

НИЖНЕМЕЛОВЫЕ отложения подразделяются на свиты ахскую, черкашинскую,
алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую.

АХСКАЯ свита в подошвенной части сложена пачкой аргиллитов темносерых
известковистых, алевритистых, слюдистых, иногда слабобитуминозных
толщиной 15-18м. Выше залегает мощная толща (до 220-250м) чередующихся
пластов песчаников и алевролитов мелкозернистых серых, прослоями
слюдистых, с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного
растительного детрита и с прослоями аргиллитов темносерых до черных. По
определению остатков фауны, в частности комплекса фораминефор, по
возрасту соответствуют берриасскому и низам ярусов. В разрезав ряда
близлежащих месторождений песчано-алевролитовые пласты нефтенасыщены и
индексируются как ласты БС16 – БС25. Эта толща выделяется в
стратиграфических разрезах как “ачимовская пачка “.

Породы ачимовской пачки перекрываются толщей аргиллитов темносерых, в
различной степени алевритистых, иногда известковистых, реже хорошо
отмученных, с тонкими прослоями и включениями линз светло-серого
алевролита и песчаника. В разрезе верхней половины свиты появляются
пласты песчаников и алевролитов светлосерых, серых, буровато-серых в
зависимости от степени нефтенасыщения, преимущественно мелкозернистых, с
глинистым, реже известково-глинистым цементом, с включениями обугленного
растительного детрита.

В Салымском районе песчано-алевролитовые пласты индексируются сверху
вниз как пласты от БС1 до БС9.

В разрезе месторождения продуктивными являются пласты 1БС4.2БС4, 1БС5 и
2БС5. Среди аргиллитов встречаются тонкие прослои мергелей и глинистых
известняков, а также остатки фауны пелеципод, скопления раковин церен и
комплексы фораминифер, указывающие на валанжинский и готерив-барремскии
возраст пород.

Разрез свиты венчает пачка аргиллитов темно-серых, в верхней части с
зеленоватым оттенком, часто алевритистых и известковистых, выделяемая
как “пимская пачка”. В ее подошве наблюдаются включения растительного
детрита и обломки раковин пелеципод. Общая толщина свиты изменяется в
пределах от 444 м до 569м.

ЧЕРКАШИНСКАЯ свита выражена аргиллитами серыми и темносерыми, изредка с
зеленоватым оттенком, от хорошо отмученных до алевритовых разностей с
прослоями светло-серых алевролитов и песчаников. Песчаники
мелкозернистые и мелко-среднезернистые алевролиты, сильно глинистые,
слабоотсортированные. Они характеризуются большим разнообразием текстур
(мелкая, косая, пологоволнистая. горизонтальная), с включениями органики
в виде останов растений и обуглившегося детрита. По вещественному
составу коллекторы полимиктовые и аркозовые полево-шпатово-кварцевого
состава с глинистым цементом.

В разрезе свиты в Салымском районе сверху вниз выделяются песчаные
пласты АС4, АС5, АС6, АС7, АС8, АС9, АС10, АС11 и АС12, из которых
нижние пласты нефтенасыщены.

В разрезе свиты в пределах северной части Приразломного месторождения
продуктивными являются пласты 1АС11 и 2АС11, которые в пределах ЗПП не
продуктивны. Отмечается сидеритизация пород и редкие прослои глинистых
известняков, редкие фораминиферы. В нижней половине свиты обнаружены
остатки фауны пелеципод. Определен спорово-пыльцевой комплекс,
характерный для готерив-баррема. Общая толщина свиты изменяется от 244м
до 302 м.

АЛЫМСКАЯ свита сложена толщей аргиллитов темно-серых, в верхней части от
темно-серых до черных, битуминозных, с прослоями алевритов серых и
светло-серых, реже песчаников мелкозернистых серых и светло-серых, с
глинистым цементом, а также с маломощными прослойками глинистых
известняков. Среди пород свиты встречаются растительные остатки.
Определены спорово-пыльцовые комплексы, характерные для апт-альба. Общая
толщина свиты колеблется в пределах от 129 м до 186 м. Пласты
аргиллитов, залегающие в подошвенной и кровельной частях разреза
алымской свиты. служат регионально выдержанными отражающими
сейсмическими горизонтами “d в” и ” М “.

ВИКУЛОВСКАЯ свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представлено толщей аргиллитов темно-серых с различной
степенью обогащенных алевритовым материалом, участками с многочисленными
прослойками светло-серого алевролита мелкозернистого. Осадки подсвиты
содержат включения растительного детрита. Выявленные спорово-пыльцовые
комплексы указывают на апт-альбский возраст.

Верхняя подсвита охарактеризована преимущественно песчаниками и
алевролитами серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми с
прослоями аргелитов прослоями аргиллитов и аргиллитоподобных глин
темно-серых. В породах подсвиты отмечается обильное присутствие
углистого детрита. Спорово-пальцевые комплексы характерны для
апт-альбского возраста. Общая толщина викуловской свиты изменяется от
242 м до 294 м.

ХАНТЫ – МАНСИЙСКАЯ свита венчает разрез нижнемеловых отложений и
расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита охарактеризована толщей глин иргиллитоподобных плотных,
темносерых, алевритистых, с прослоями мелкозернистых алевролитов
светло-серых и серых. В породах подсвиты присутствуют обуглившиеся
растительные остатки и определены фораминиферы, спорово-пыльцевые
комплексы, датирующие их возраст как апт-альбский.

Верхняя подсвита сложена преимущественно чередующимися прослоями
песчаников и алевролитов серых и светло-серых, мелкозернистых,
глинистых, слюдистых с пропластками аргиллитоподобных плотных глин
темно-серых с обильным содержанием углистого детрита. Осадки подсвиты
охарактеризованы комплексами фораминифер, спор и пыльцы, указывающие на
апт-альбский их возраст. Общая толщина ханты-мансийской свиты варьирует
от 262м до 300м.

ВЕРХНЕМЕЛОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ подразделяются на свиты уватскую, кузнецовскую,
березовскую и ганькинскую.

УВАТСКАЯ свита сложена толщей переслаивающихся песков, алевритов,
песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые и
светло-серые, слабосцементированные, с глинистым, реже карбонатным,
цементом. По составу песчано-алевролитовые разности полевошпатовые –
кварцевые. Глины аргиллитоподобные зеленовато-серые и темно-серые в
верхней части разреза свиты. Глины от тонкоотмученных до алевритистых.

В породах свиты обнаружены единичные экземпляры фораминифер, которые
наряду со спорово-пыльцевыми комплексами указывают на сеноманский
возраст отложений. Общая толщина свиты изменяется от 266 до 303 м.

ТАЛИЦКАЯ свита охарактеризована толщей глин серых и темно-серых, иногда
с буроватым и зеленоватым оттенком, неялснолоистых, алевритистых, с
присутствием зерен глауконита, с тонкими линзовидными прослоями
глинистого алевролита, а в верхней части и тонких прослоев сидерита
буровато-коричневого. В породах свиты выявлены включения мелких
пиритизированных растительных остатков и реже чешуек рыб, комплексы
фораминифер. Изучение спорово-пыльцевого комплекса и определение
фораминифер позволили идентифицировать осадки талицкой свиты с
палеоценом. Толщина свиты изменяется от 122 м до 157 м.

ЛЮЛИНВОРСКАЯ свита представлена мощной толщей глин от зеленовато-серых
до желтовато-зеленовато-серых, иногда с ржаво-бурыми пятнами,
алевритистых, участками алевритовых, с включениями зерен глауконита,
неяснослоистые. В нижней части разреза свиты глины опоковидные.
неяснослоистые, с прослоями алевролитов светло-серых, глинистых,
массивной и плитчатой отдельностью. В средней части разреза свиты
присутствуют прослои диатомовых глин, которые вверх по разрезу переходят
в диатомиты глинистые. В породах свиты выявлены и исследованы комплексы
фораминифер, радиолярий, спорово-пыльцевые комплексы, указывающие на их
эоценовый возраст. Общая толщина свиты от 211 м до 259 м.

ТАВДИНСКАЯ свита также сложена толщей светлозеленых и
голубовато-зеленых, алевритистых, неяснослоистых, с линзовидными
прослойками алеврита кварцевого, с включениями бурового глинистого
сидерита, со следами ожелезнения. В глинах встречаются редкие чешуйки
рыб, обугленные растительные остатки. Определены комплексы фораминифер и
спорово-пыльцевые комплексы, относящиеся к эоценовому и олигоценовому
возрастам. Толщина тавдинской свиты составляет 160-180 м.

АТЛЫМСКАЯ свита представляет собой пачку песков и алевритов
светло-серых, мелкозернистых, кварцевых с тонкими прослоями бурых углей
и глин серых и темно-серых, с отпечатками растений. Спорово-пыльцевые
комплексы характерны для олигоценового возраста. Пески и алевриты
насыщены пресной водой и служат главным источником для питьевого
водоснабжения. Толщина свиты 50-60м.

НОВОМИХАЙЛОВСКАЯ свита выражена толщей спин серых и темно-серых,
неяснослоистых и комковатых, с прослоями алевритов, песков и бурых
углей. В осадках свиты наблюдаются отпечатки растений, макроспоры,
семенная флора и палинокомплекс, характерные для олигоцена. Толщина
отложений свиты достигает 80 м.

ТУРТАССКАЯ свита завершает разрез палеогена и охарактеризована глинами и
алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с маломощными прослоями
диатомитов и песков кварцево-глауконитовых, тонкозернистых. Толщина
свиты изменяется от 40 до 70 м.

Разрез осадочного, чехла района завершается отложениями ЧЕТВЕРТИЧНОЙ
системы, которые в нижней части представлены глинами зеленовато – и
буровато – серыми, вязкими, песчанистыми, с прослоями и гнездами песков
и алевритов серых, мелкозернистых, с включениями бурых углей и
пресноводной фауны, толщиной от 50 до 70 м. В верхней части
прослеживается почвенно-растительный слой, торфяники, супеси и суглинке,
толщиной 20-30 м.

КУЗНЕЦОВСКАЯ свита представлена пачкой плотных глин темно-серых,
прослоями алевритистых, содержащих остатки чешуи рыб, фораминифер,
углефицированные растительные остатки, отпечатки ходов червей. Толщина
свиты составляет 44-54 м. По возрасту свита относится к туронскому
ярусу.

БЕРЕЗОВСКАЯ свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита сложена глинами серыми, опоковидными, алевритистыми, с
включениями глауконита и с редкими прослоями песчанистых алевролитов с
глинисто-опоковым цементом. В породах подсвиты обнаружены включения
обуглившихся растительных остатков, чешуи рыб, фораминиферы, радиолярии,
указывающие на коньяксантонский возраст. Толщина подсвиты составляет от
69 до 86 м.

Верхняя подсвита представлена глинами серыми и темносерыми, изредка с
зеленоватым оттенком, иногда опоковидные, алевритистые, неясно – и
тонкослоистые, пиритизированные, с включениями зерен глауконита.
Некоторые прослои глин известковистые. Породы подсвиты содержат
включения включения растительных остатков, комплексов фораминифер,
радиолярий, чешуек рыб, отпечатки ходов червей. Комплексы фораминифер и
радиолярий относятся к кампанскому возрасту. Толщина свиты варьирует в
пределах от 73 до 106 м.

ГАНЬКИНСКАЯ свита венчает разрез верхнемеловых отложений и сложена
толщей глин желтовато – и зеленовато – серых, иногда с буроватыми
оттенками, неясно – и тонкослоистых и с включениями зерен глауконита. В
отложениях свиты присутствуют различной степени сохранности растительные
остатки и комплексы фораминифер, типичные для маастрихского и датского
ярусов. Толщина свиты от 53 до 75 м.

2.2 Тектоника

В региональном тектоническом плане месторождение приурочено к
положительной структуре 1-ого порядка – к Салымской моноклинали, имеющей
субмеридиональное направление. На востоке посредством слабовыраженного
прогиба Салымская моноклиналь сочленяется с юго-западным погружением
Сургутского свода.

Салымская моноклиналь осложняется положительными структурами второго и
третьего порядка: на севере Салымским куполовидным поднятием и
Пойкинским валом и на юге Верхне-Салымским куполовидным поднятием,
которые разделены друг от друга Милясовской котловиной.

Салымское куполовидное поднятие объединяет малоамплитудные положительные
структуры IV порядка: Приразломную, Репьевскую, Севскую, Алексинскую,
Южно-Лемпинскую. Они характеризуются относительно небольшими размерами –
порядка 5,5-6.5 х 2,0-2,2 км при высоте от 15 до 45 м. углы наклона
крыльев структур очень малы и не превышают 1?. Все структуры имеют
унаследованный характер и вверх по разрезу постепенно выполаживаются.
Рассматриваемое месторождение приурочено к вышеперечисленным
положительным структура.

2.3 Геологическое строение продуктивного пласта БС4-5

В разрезе Приразломного месторождения нефтеносными являются
песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11, БС1, БС4-5 и 1БС5, причем
основным нефтесодержащим объектом является пласт БС4-5, в котором
сосредоточены 97% запасов нефти категории С1 месторождения. В пределах
зоны приоритетного природопользование пласты 1АС11 и 2АС11 не
продуктивны. Пласт БС4-5 (вернее продуктивный горизонт) объединяет
песчаные пласты 1БС4, 2БС4, 1БС5 и 2БС5 в единую гидродинамическую
систему. В пласте БС4-5 в пределах Приразломного месторождения
установлены 2 залежи нефти: одна основная – Приразломная и другая на
крайнем северо-востоке месторождения в районе разведочной скважины №191.

Основная залежь в плане имеет заливообразную форму, которая раскрывается
и расширяется в северном направлении. Она с запада, юга и востока
окаймляется зоной полного замещения продуктивных песчаных коллекторов
малопроницаемыми глинистыми разностями пород. Следовательно, залежь
относится к типу литологически экранированных. Залежь вскрыта на
глубинах 2430-2720 м. Размеры ее составляет 55х30 км при высоте 182 м. В
пределах основной залежи как по данным промыслово-геофизических, так и
гидродинамических исследований, ВНК не зафиксирован и поэтому он принят
условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. №221 на
абсолютной отметке – 2549,2 м.

Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников,
алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала
песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел
различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части
прослеживается монолитный площадной характер их распространения.

Песчаники серые и буровато-серые, мелкозернистые, слюдистые,
среднесцементированные, изредка встречаются прослои углисто-глинистых
пород с включениями растительного детрита, с однородной и слоистой
текстурой. По вещественному составу алевролиты идентичны песчаникам.
Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые
алевролиты, которые по емкостно-фильтрационным свойствам по существу не
различаются и могут быть разделены лишь по гранулометрическому составу.
Цемент песчаников и алевролитов пленочный, порово-пленочный,
глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный. Нередко встречаются
поры, заполненные кальцитом. В коллекторах содержание глинистой фракции
и среднем составляет 11.5%, карбонатной – 3.5%.

Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в
северо-западном направлении в районе скв. № 222 ее значение составляет
50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенному увеличению толщины
его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах
залежи варьирует от 0 до 21,8м. Продуктивный пласт перекрывается пачкой
глин толщиной до 40-50 м.

В разрезе продуктивного пласта БС4-5 а пределах месторождения выделяются
от 1 до 10 прослоев коллекторов различной толщины, примерно половина из
которых имеет толщину не более 1 м. В западной части месторождения число
проницаемых, прослоек больше и значения их толщины выше нежели в
восточной части месторождения.

Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями
продуктивного интервала колеблется в пределах от 0,4 до 9,4 м, причем
примерно на половине площади разбуренной части месторождения толщина
глинистого раздела составляет 0.4 – 1.6м.

2.4 Емкостно-фильтрационная характеристика продуктивного пласта БС4-5

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта БС4-5
исследованы по керну из 19 разведочных скважин, размещенных по площади
месторождения относительно равномерно. Степень освещенности продуктивных
интервалов пласта анализами керна характеризуется следующим показателем
– на 0,4 м. толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.

Статистические характеристики емкостно-фильтрационных свойств пласта
БС4-5 Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной
и расчлененной частей приведены в таблице 2.1 Эти данные свидетельствуют
о том что коллекторы пласта БС4-5 откосятся к низкопроницаемым.

Из таблицы 2.1 следует, что средние значения пористости коллекторов
пласта в целом и верхней (монолитной) его части по существу не
изменились по сравнению с данными “Комплексной схемы разработки”.
Величина пористости коллекторов нижней расчлененной линзовидной части
уменьшилась до 16,5%. Значения же проницаемости коллекторов верхней и
нижней части разреза пласта БС4-5 существенно не различаются, так как
они и так низки. Величины проницаемости коллекторов пласта БС4-5,
определенные по образцам керна, распределяются в следующем соотношении в
объеме продуктивного пласта: 38% имеют проницаемость до 5х10 мкм^2, 33%
– в интервале 5 – 15х10 мкм^2, 15% – от 15 до 25х10 мкм^2 и 14% – от 25
до 85х10 мкм^2. Более детальная характеристика распределения
проницаемости коллекторов пласта БС4-5 месторождения по данным
разведочных скважин приведена в табл.2.1

Пласт испытан в 25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены
притоки нефти различной интенсивности. В 18 скважинах испытания
проведены при динамических уровнях от 968 м до 1513 м дебиты нефти
колебались а пределах от 2.1 м3/сутки до 20.2 м^3/сутки, а в 5 скважинах
по 2 и 6 мм штуцерах дебит нефти изменялся от 4.8 до 36.1 м^3/сутки.

Параметр нефтенасыщенности бил получен по данным ГИС на основе
петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным на основе
петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным на
нефильтрующихся растворах по месторождениям Сургутского свода. При
подсчете запасов нефти в 1985 г. среднее значение нефтенасыщенности
принято равным 72%.

Таблица 2.1

ХарактеристикаБС4-5МонолитРасчлененная часть

пластапорис-тость,%проницаемость

мкм2*10-3порис-тость,%проницаемость

мкм2*10-3порис-тость,%проницаемость

мкм2*10-31234567Кол-во
определений154143126127565617,512,717,510,916,512,3Среднее17,5*14,0*17,6
*15,3*17,2*11,3*Коэфф. вариации0,071,130,071,160,081,25Минимальн.
значение14,00,314,00,313,30,6Максимал. значение20,086,520,086,519,753,2

* – данные Комплексной технологической схемы разработки, СибНИИНП, 1990
г.

Таблица 2.2

ТолщинаНаименование ПластБС4-5Пласт1БС4Пласт2БС4Пласт БС5ОбщаяСреднее
значение, м

Коэф. вариации,

доли ед.

Интервал изменения, м

min

max28,7

0,160

22

39,27,22

0,4

2,4

11,416,2

0,4

7,0

30,03,0 (2 скв)

2,0

4,0Нефтенасыщен-

наяСреднее значение, м

Коэф. вариации,

доли ед.

Интервал изменения, м

min

max6,87/5,32*

0,44

2,8

12,64,78/4,27*

0,4

2,0

8,41,35

1,0

0,0

3,62,5

1,8

3,2Эффек-

тивнаяСреднее значение, м

Коэф. вариации,

доли ед.

Интервал изменения, м

min

max6,87/5,32*

0,44

2,8

12,64,78/4,27*

0,4

2,0

8,41,35

1,0

0,0

3,62,5

1,8

3,2

* – данные Комплексной технологической схемы разработки, СибНИИНП, 1990
г.

Таблица 2.3

ПластКол-во

скваж. Коэфф. песчанистости, доли ед. Коэфф. расчлененности, доли ед.
среднКоэфф.

вариацииИнтервал

изменениясреднКоэфф.

вариацииИнтервал

измененияminmaxminmaxБС4-5130,230,380,10,372,90,44151БC4130,740,1720,331
,01,460,42132БC4130,131,00,00,41,11,0403БC520,17-0,00,8–12

3. Технологическая часть

3.1 Опробование, испытание и исследование скважин

В процессе бурения предусматривается опробование перспективных
интервалов в открытом стволе с помощью пластоиспытателя на бурильных
трубах.

Перспективными объектами испытания в разрезе поисковой скважины следует
считать все возможно продуктивные и неясные интервалы. При наличии
проницаемой мощности, насыщенной углеводородами, необходимо однозначно
определить может ли нефтенасыщенный пласт обеспечить промышленные
притоки углеводородов. В случае отрицательного результата по любому из
этих определений интервал считают непродуктивным, испытание по нему
прекращают. При отрицательных результатах по всем перспективным
интервалам разреза скважину ликвидируют как выполнившую своё назначение.
В случае положительных результатов продолжают работы по доразведке
объектов.

Таким образом, очевидна необходимость высокой достоверности заключения
(особенно отрицательного) о перспективном интервале до спуска в скважину
эксплуатационной колонны.

Достоверность информации и экономичность её получения возможны только
при комплексном использовании следующих методов: оперативного
геологического контроля, геофизических исследований и опробования
пластоиспытателем. Проектом предусматривается опробование пластов
комплектом испытательных инструментов (КИИ-146-2М).

Спуск КИИ производят сразу после вскрытия и выявления перспективных
интервалов. Целью опробования является:

1) вызов притока из испытуемого пласта,

2) определение физических параметров пласта (пластового давления,
средней эффективной проницаемости, коэффициента продуктивности),

3) отбор представительной пробы пластовой жидкости. Допустимая депрессия
на пласты определена опытным путём исходя из условия устойчивости пород
в интервале.

Количество спусков пластоиспытателя на каждый испытуемый объект
определяется качеством полученных результатов.

Планируемые к испытанию интервалы, депрессии внесены в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Опробование пластов в процессе бурения

№ скв. Возраст

отложений Интервалы испытанияДиаметр

пакера,Депрессия,

Абсолютные

отм. м. Глубины

м. от до от до ммМПа12345678

1268К1 (БС10)

J3 (ЮС1)

J1-2 (ЮС2) 2335

2815

28702350

2830

28852375

2860

29202390

2875

2935195

195

19510.0

12.0

12.0

1269К1 (БС10)

J3 (ЮС1)

J1-2 (ЮС2) 2390

2855

28802405

2870

28952430

2825

29002445

2840

2915195

195

19510.0

12.0

12.0

1270К1 (БС10)

J3 (ЮС1)

J1-2 (ЮС2) 2350

2875

29502365

2885

29652390

2915

29902405

2930

3005195

195

19512.0

12.0

12.0

1273,1274

К1 (БС10)

J3 (ЮС1)

J1-2 (ЮС2) 2360

2815

28802375

2830

28952400

2855

29202415

2870

2935195

195

195

10,0

12,0

12,0

Примечание: интервалы опробования уточняются после интерпретации
каротажа.

3.2 Обработки результатов гидродинамических исследований скважин

3.2.1 Исследование фонтанных скважин

Определение забойного давления.

Забойным давлением называется давление флюидов в действующих добывающих
и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. В
добывающих скважинах забойное давление меньше пластового на величину
забойной депрессии давления, в нагнетательных скважинах превышает
пластовое на величину забойной депрессии.

Забойные давления определяются с целью гидродинамических исследований
скважин и контроля работы скважин и скважинного оборудования путём
прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважин.

Забойное давление определяется по формуле:
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 (3.1)

Н=Н з. в. =ВНК+ амплитуда ротора + удлинение.

j см. – уд. вес смеси в зависимости от% воды.

Определение пластового давления.

Под пластовым давлением в скважине понимается величина давления на её
забое в период её остановки (режим q=0). Пластовое давление в скважинах
определяется при их исследовании (методом установившихся отборов для)
получения данных, используемых при построении карт изобар и для контроля
работы скважин. Пластовое давление в скважине определяется путём прямого
измерения глубинными манометрами непосредственно на забое скважины в
период её остановки. Пластовое давление рассчитывается по формуле:
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 (3.2)
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Н з. в. =ВНК+ амплитуда +удлинение

Н зам. – глубина замера

jсм. – уд. вес смеси

Снятие индикаторных кривых методом установившихся режимов.

При исследовании методов отборов непосредственно измеряется дебит
добывающей скважины и соответствующее значение забойного давления
последовательно на нескольких, достаточно близких к установившимся,
режимах эксплуатации скважин.

Методом установившихся отборов определяется коэффициент продуктивности
добывающей скважины.
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picscalex100010009000003200100000200150000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c024002a0091200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffa6ffffff60090000e60100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000600015000000fb0220ff0000000000009001000000000402001054696d6573204e65
7720526f6d616e00007b040000002d01000008000000320ae0013c09010000002e000800
0000320ae0013a05010000002e0015000000fb0220ff0000000000009001010000cc0402
001054696d6573204e657720526f6d616e00cc7b040000002d01010004000000f0010000
09000000320ae001f50703000000e7e0e10008000000320ae001630402000000efeb1500
0000fb0280fe0000000000009001010000cc0402001054696d6573204e657720526f6d61
6e00cc7b040000002d01000004000000f001010008000000320a8001090701000000d000
10000000fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c000204000000
2d01010004000000f001000008000000320a8001db05010000002d0008000000320a8001
aa0301000000520008000000320a80016d02010000003d0008000000320a80013a000200
000044520a00000026060f000a00ffffffff01000000000010000000fb02100007000000
0000bc02000000cc0102022253797374656d00cc040000002d01000004000000f0010100
030000000000 (3.3)

Q – дебит скважины

Р – разность между пластовым и забойным давлениями.

4. исследование методом восстановления давления (неустановившийся
режим).

Метод восстановления давления используется для изучения
гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов
в их районе.

В результате обработки материалов исследований скважин методом
восстановления давления определяются комплексные параметры:
гидропроводность пласта, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности.
Обработка результатов осуществляется в следующем порядке:

По данным промысловых исследований строится график зависимости изменения
забойного давления р от lg t:

р =P (t) – Pзаб., где

P (t) – текущее забойное давление скважины,

t – время, отсчитываемое с момента остановки или изменения дебита
скважины, секундах.

2. На полученном графике выделяется конечный прямолинейный участок.

3. На оси абсцисс произвольно выбираются две точки lg t и lg t по
графику определяются соответствующие значения р и р и расчитывается
уклон прямолинейного участка по формуле:
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4. Определяется коэффициент гидропроводности пласта по формуле:
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 (3.4)

Q-дебит жидкости до остановки скважины в пластовых условиях, м/сут.

k-коэффициент проницаемости, Дарси.

h-эффективная работающая толщина пласта, определяется по геофизическим
данным

picscalex100010009000003880000000200120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02a00180011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffff2600000040010000c60100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000500010000000fb0280fe0000000000009001010000020002001053796d626f6c0002
040000002d01000008000000320a00014000010000006d000a00000026060f000a00ffff
ffff01000000000010000000fb021000070000000000bc02000000cc0102022253797374
656d00cc040000002d01010004000000f0010000030000000000 вязкость нефти в
пластовых условиях.

b – объёмный коэффициент.

j – уд. вес жидкости в поверхностных условиях.

h – эффективная работающая толщина пласта.

Определяется К (коэффициент проницаемости) из формулы:
picscalex100010009000003c40000000300150000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02400420021200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffbcffffffe0010000fc0300000b00000026060f000c004d61746854797065
0000f00009000000fa02000010000000000000002200040000002d010000050000001402
000240000500000013020002d60110000000fb0280fe0000000000009001010000020002
001053796d626f6c0002040000002d01010008000000320a90039700010000006d001500
0000fb0280fe0000000000009001010000000402001054696d6573204e657720526f6d61
6e00007a040000002d01020004000000f001010008000000320a6a015a00020000006b68
0a00000026060f000a00ffffffff01000000000010000000fb021000070000000000bc02
000000cc0102022253797374656d00cc040000002d01010004000000f001020003000000
0000

3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН

Определение пластового давления для построения карт изобар.

а) Для безводной нефти:
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(3.5)

где

j пл. – уд. вес нефти в пласте

Н з. в. = ВНК+ амплитуда стола ротора

Н ст. – статический уровень, замеренный при остановке скважины в
затрубном пространстве

б). Для скважин с обводнённостью t),
то КВД считается незавершенной, параметры пласта определять не следует.

Степень загрязнения пласта, определяемая показателем скин-эффекта, может
быть определена как дополнительное снижение давления, которе следует
приложить, чтобы преодолеть сопротивление зоны пониженной проницаемости.
Численно скин-эффект выражается безразмерным числом, обозначается S и
находится из равенства

DРскин = S
Q?m??????????????????????????????????????????????????????3?55???????????
??????????

???????????????????????2?pkh

С учетом скин-эффекта формула (3.28) принимает следующий вид:

Рс = Рил – Qm??[?ln 2,25kt + 2S] (3.56)

4pkh mm?br

На практике порядок величины скин-эффекта можно установить по разнице
давлений до и после закрытия скважин. Вычитая из равенства (3.50)
равенство (3.49) и решая полученное выражение относительно S при
условии, что (T =t) /t -l, т.е. Рс=Рпл, получаем следующее выражение для
подсчета величины скин-эффекта:

S = 1,151 [ (Рпл – Ркп) /i (конечного участка] – lg (2,25kt/mbmrэ?
(3.57)

Поскольку при испытании скважин многие характеристики пластовой системы
(пористость m и проницаемость k пласта, вязкость m и сжимаемость b
пластовой жидкости) неизвестны, расчетную формулу (13) упрощают, заменив
конкретные значения указанных параметров их среднестатистическими
значениями. Анализ показывает, что для практических определений величину
скин-эффекта можно рассчитать по формуле

S = 1, 151 [ (Рпл -Ркп) i коп. уч] – lgT – 2,63 (3.58)

Если “скиновая” зона имеет проницаемость пониженную по сравнению с
проницаемостью пласта, скин-эффект положительный (S>0); если “скиновая”
зона имеет проницаемость повышенную по отношению к проницаемости
удаленной части пласта, то скин-эффект отрицательный (S 2 – степень закупорки ОЗП большая; Кс = 0,8 +2 -ОЗП чистая; Кс
0, (3.61)

где ?gпл. ж – удельный вес пластовой жидкости, г/см3; Н – глубина
залегания продуктивного пласта, м; Рпл – пластовое давление, атм.

Если вышеприведенное неравенство не выполняется, то фонтанировать
скважина не будет и необходимо предусмотреть иные способы ее
эксплуатации. Если неравенство выполняется, то на момент испытания дебит
скважины при фонтанировании был бы:

Qф = hф (Рпл – ?gпл. жН/10) (3.62)

А потенциальный дебит

Qп = hп (Рпл – ?gпл. жН/10) (3.63)

Следовательно приведенное уравнения дают возможность по результатам
испытания принять правильное решение относительно выбора того или иного
варианта скважины (с фонтанной арматурой или без нее, с обработкой
призабойной зоны или нет и т.п.)

В качестве примера проведения гидродинамических исследований при помощи
КИИ-95 на месторождении приводятся скважина №1269 П.

Произведено испытание 2-х объектов и получены следующие результаты:

1-объект: пласт ЮС2 испытан в интервале 2900-2906м, 2907-2912м. с
помощью пластоиспытателя КИИ-95 и получен непромышленный приток, дебитом
0,58м3/сут. при средней депрессии 174 атм.

Кпрод. = 0,0033м3/сут. /атм. Рпл = 324 атм.

2-объект: пласт ЮС1, испытан в итервале 2824-2827м. на трёх режимах:

d 2мм – дебит 4,2м3/сут., Рзаб = 254 атм.

d 4мм – дебит 9,6м3/сут., Рзаб = 238атм.

d 6мм – дебит 13,6м3/сут., Рзаб = 226атм.

Кпрод = 0,2м3/сут/атм.

Рпл =290атм. Т – 910С.

Других объектов, интересных с точки зрения нефтенасыщенности, в разрезе
скважины нет. В связи с тем, что расстояние до нефтесборной сети более
5км., скважина подлежит консервации.

Пример проведения гидродинамических исследований

Скважина № 1478

Приразломного месторождение

Интервал испытания: 2716-2753,6 м

Дата испытания: 17 ноября 1995 г

Пласт БС16-18

Условия испытания:

Испытание проведено в обсаженном стволе с помощью КИИ-95.

Искусственный забой скважины – 2770,0 м; глубина установки пакера 2700,0
м; глубина залегания пласта по вертикали – 2612,0 м; внутренний диаметр
обсадной колонны D – 126,0 мм; внешний диаметр НКТ (бурильных труб) dl –
73,00 мм; внутренний диаметр НКТ (бурильных труб) d – 62,00 мм; площадь
внутреннего поперечного сечения труб – 30,175 см2; удельный вес раствора
– 1,16 г/см3

Определение гидростатического давления – Рг. с

МСУ-1-40 номер 4928 К1=-2,594 К2=8,788

Рг. с до пакеровки 33,50 мм 29,18 МПа

Рг. с после пакеровки 33,32 29,022Мпа

Обработка кривой притока

Исходные данные

МСУ – 1-40 № 4928 К1=-2,594 К2=8,788

По данным акта в пробоотборнике получено: нефть 25%

вода 75%

начальное давления притока после пакеровки 8,06мм 6,824Мра

конечное давление на кривой притока 16,17мм 13,951Мпа

начальное давление притока для расчета Q 8,06мм 6,824 Мпа

конечное давление притока для Q 16,17мм 13,951Мпа

продолжительность притока для расчета дебита 122,00мин=7320с

общая продолжительность притока 122,00мин=7320с

удельный вес поступившего флюида 880кг/м3

tи=1,598мин=95,9 сек

Изменеие забойного давления в процессе регистрации КВД

Маномеир МСУ № 4982 К1=-2,594 К2=8,788

T (мин) Н (мм) Lg (T+t) t) Р (амп) Lg (60t)
16,17139,5116,0424,30О,93210,952,9832,0824,640,68213,943,2848,1224,930,5
5216,493,4664,1625,210,46218,953,5980,
2025,380,40220,453,6896,2425,510,36221,593,76112,2825,630,32222,643,8314
4,3625,900,27225,023,94176,4426,160,23227,304,02208,5226,240,
20228,004,10240,6026,330,18228,794,16304,7626,530,15230,554,26465,1626,8
00,10232,924,45625,5627,020,08234,864,57785,9627,090,06235,474,67

Пластовое давление по КВД 239,00атм

Р1у. з=239,00 lg1у. з= 0,000

Р2у. з = 224,00 Lg2у. з=0,260 I у. л=57,692

Р1зоп-217,00 Lg1озп=0,410

Р2озп=211,00 lg2озп=0,930 iозп=11,538

Результаты данных КИИ

гидростатическое давление по пакеровки 291,8атм.

гидростатическое давление после пакеровки 290,2атм

пластовое давление 239атм

репрессия на пласт 52,8атм

депрессия на пласт: максимальная 170,8атм

средняя 135,1атм

6. объем жидкости, поступившей в трубы 2,44м3

в т. ч. из пласта 2,22м3

7. объем подпакерного пространства 0,87м3

8. дебит общий при средней депрессии 28,8м3/сут

в том числе: за счет притока из пласта 28,8м3/сут

за счет негерметичности 0,0м3/сут

9. потенциальный дебит (придепрессии равной Рпл) 23,0м3/сут

10. возможность фонтанирования – не исключается 9,1

11. дебит свободного фонтанирования на дату испытания 2,0м3/сут

12. потенциальный дебит фонтанирования 0,88м3/сут

13. продуктивность: фактическая 0,213м3, сут/ат

14. коэффициент состояния околоствольной зоны пласта 0,4

15. скин-эффект – 3,44

16. коэффициент снижения проницаемости 0,2

17. коэффициент гидропроводности: ОЗП 5,576Д*см/спз

удаленной зоны – 1,115Д*см/спз

Заключение

При проверке испытания величина максимальной депрессии в начальный
момент притока равнялась 170,8 ат. При средней депрессии 135,1ат из
пласта получен приток флюида дебитом 28Ю8м3/сут, продуктивность
-0,213м3/сут/ат. По данным акта в пробонакопителе 25% нефти и 75% воды.
Проба нефти для анализа отобрана.

Возможность фонтанирования на исключается.

По результатам обработки КВД пластовое давление-239 атм., проницаемость
околоствольной зоны пласта повышена.

Величина потенциальных гидродинамических ниже фактических.

Полный анализ нефти

Место отбора: интервал 2716-2735,4

2742-2753,6

Дата отбора: 17.11.95

Хлористые соли 172,0

Кинематическая вязкость: при 20%С 14,88мм??сек

При 50%С 6,178мм??сек

Плотность пикнометром 0,8586г/см3

Механические примеси 0,038%

Сера 0,84%

Начальная температура кипения 74 градусов по цельсию

4. Техническая часть

4.1 Обоснование типовой конструкции скважин

Конструкция скважины принимается в зависимости от ожидаемых
геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины
залегания продуктивных отложений, а так же продуктивных характеристик
пластов, подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна
обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного
способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей
проводки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ как
в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных
требований, проектируется исходя из несовместимости условий бурения
отдельных интервалов скважин. Для этого строится совмещённый график
изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород, и
гидростатического давления столба промывочной жидкости.

В таблице 4.1 приводятся данные для построения графика.

Таблица 4.1 Градиенты пластового давления и давления гидроразрыва пород

Индекс Интервал Градиентстратигра-

фического подразделенияотдопластового давления

атм/мГидроразрыва пород

атм/мQ-P2/20 560 1.02.0P2/2-К256010301.02.0К2-К1103019851.011.7К1 –
J3-J1198530601.021.6

При разработке конструкции скважин приняты во внимание следующие
горно-геологические особенности разреза:

Проектная глубина скважин: 2900 – 3060м.

Многолентнемёрзлых пород в разрезе нет.

Люлинворская свита залегает в интервале 470 – 690м.

Газонасыщенных интервалов в разрезе нет.

Нефтенасыщенные интервалы залегают в интервале глубин 2350 – 3010м.

Пластовые давления по всему разрезу близки к гидростатическому.

Максимальная забойная температура – 940.

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными
отложениями, для предотвращения размыва устья скважины и соединения с
циркуляционной системой спускается направление. Кроме того, установка
направления является дополнительной мерой защиты пресных вод от
загрязнения в случае недоподъёма цементного раствора до устья за
кондуктором. Глубина спуска направления – 30 м. Направление
цементируется до устья.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции
водоносных горизонтов от загрязнения, для установки на устье
противовыбросового оборудования, а так же для подвески технической
колонны в скважину спускается кондуктор.

Неустойчивые пески с прослоями глин, склонные к обвалу, залегают в
интервале 0-560 м. Но глубина спуска кондуктора с перекрытием этого
интервала, как показывает опыт эксплуатации скважин в регионе, является
недостаточной.

В случаях аварий с обсадными колоннами в нагнетательных скважинах и, как
результат аварий, прорыва в интервал люлинворских глин нагнетаемых вод,
глины разбухают, плывут и сминают обсадные колонны близрасположенных
скважин.

Таблица4.2 – Cовмещённый график давлений при строительстве разведочных
скважин на Приразломном месторождении

Глу би

на

м. Давление

МПа

——————

плас – гидро-

товое разрыва

Рпл. Ргр Характеристика давлений: пластового (порового) и гидроразрыва
пород

эквивалент градиента давлений

1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 Глубина

спуска колонн,

м.

——————-

диаметры колонн,

мм

324 245 146Плот-

ность

промы

вочной

жид-

кости

гсм3400Рпл. =

РГИДР. . 301.16-1.1880014.2 710710 1200Рпл. =

1.01Ргид17.5 1.05-1.08

103016001.08-1.12200031.81 – 2 – 317002400Рпл. =

1.02Ргид37 1.12-1.14

231028001.15320046.230603060

1-линия граничных значений пластовых давлений

2-линия плотности буровых растворов

3 – линия граничных значений давлений гидроразрыва пород

Достаточно часто повторяющиеся осложнения подобного рода привели к
решению изменения типовой конструкции скважин. Приказом Гостехнадзора
Тюменского округа Российской Федерации №31 от 04.11.92г. предписано во
всех скважинах, независимо от назначения (кроме сеноманских) кондуктором
перекрывать люлинворские глины.

Настоящим проектом предусматривается спуск кондуктора на глубину 20 м.
ниже подошвы люлинворской свиты. Глубина спуска кондуктора определяется
для каждой конкретной скважины индивидуально. Высота подъёма цемента за
кондуктором – до устья.

Ввиду отсутствия факторов, осложняющих процесс бурения, конструкция
скважин принимается одноколонной. Эксплуатационная колонна спускается на
проектную глубину и цементируется до устья. Проектная глубина спуска
колонн – на 50м. глубже подошвы последнего нефтеносного горизонта.

Таблица 4.3 Сводные данные по типовой конструкции скважин

№ п/п Наименование

колонныДиаметр

колонны

ммГлубина

Отспуска

доМарка

сталиВысота

подъема цемента

за колонной1направление323.9300до устья2кондуктор244.57100ГОСТ-632-80до
устья4эксплуатационная146.130600марка стали

“Д”до устья

4.2 Выбор конструкции скважин

Конструкция скважин определяется диаметром эксплутационной колонны,
гидрогеологическими условиями месторождения минимальным расходом
материала.

Под конструкцией обсадной колоны следует понимать: подбор труб который
должен обеспечить безаварийную эксплуатацию скважин, при минимальных
капитальных вложениях. При этом следует иметь в виду, что конструкция
скважин должна обладать высокой герметичностью и плотностью обсадных
колонн и иметь надёжное цементное кольцо за колоннами.

При проектировании конструкций скважин, необходимо учитывать следующие
основные условия:

1. Для предупреждения возможного гидроразрыва пород давлением флюида,
обсадная колонна должна полностью перекрывать незакреплённую часть
высоконапорного пласта.

2. С целью проведения возможных аварийных работ в скважине обсадные
трубы должны обладать такой прочностью, при которой обеспечиваются
достаточное сопротивление сминающим усилием при повышении давления в
колонне.

3. Для предупреждения поглощений в скважинах месторождениях с аномально
высоким давлением и большим этажом газоносности, следует цементировать
поглощающие пласты, или перекрывать их обсадными колоннами до вскрытия
продуктивного горизонта.

При проектировании оптимальных конструкций скважин наряду со сказанным,
необходимо определить р нагнетания промывочной скважины в нефтеносные
пласты по методике М.И. Потюкаева (в Дюкове-68). Сущность этой методики
заключается в следующем. После обвязки устья в скважину закачивают
промывочную жидкость с заданными парамитрами до тех пор пока не
нагреется ее поглощение в исследуемый пласт. В это время определяют р
при котором начинается поглощение, и подачу насосов. Отношение величины
гидростатического р к пластовому позволяет определить критическую
величину давления нагнетания.

Конструкции скважин предлагается также проектированию также с учетом
того чтобы в процессе бурения давление на продуктивные пласты не
превышало определенной критической величины. Повышенный перепад давления
создает условия для засорения продуктивных горизонтов промывочной
жидкостью и тампонажными материалами, в результате чего снижается дебит
скважин, могут возникнуть нефтегазопроявления. В связи с этим следует
особое внимание уделять качественному вскрытию продуктивных горизонтов.
Допустимое углубление скважины в продуктивную. часть разреза (5)
определяют по формуле:
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 (4.1)

L-максимально допустимый интервал углубления в массовую залежь без
перекрытия продуктивных пластов промежуточными колонами

Kkp – коэффициент характеризует критическую величину отношения
гидростатического p промывочной жидкости к пластиковому давлению,

Выше который начинается поглощение;

K-коэффициент характеризующий превышение гидростат P промывочной
жидкости

Над пластиковым в кровле газового пласта;

H-глубина кровли пласта в точке вскрытия

h – толщина пласта в точке вскрытия;

pb и pr – плотности соответственно пластовой воды и газа, кг/мі

Плотность бурового р-ра для вскрытия нефтяных пласта можно опр-ть по
Ф-ле (3.1)

П. о проектирования конструкций газ. скважин с учетом p нагнетания
бурового р-ра дает возможность определить max допустимую глубину
вскрытия пласта и значительно сократить расходы на ликвидацию возможных
осложнений.

Для нефтяных месторождений, имеющих высокие забойные температуры (на
Приразломном месторождении температура пласта БС4-5 достигает 115 град.
С) проектировании конструкций скважин необходимо использовать спец.

Цементные растворы, способные при твердении обеспечивать целостность

Кольца в затрубном пространстве. При расчете конструкций
высокотемпературных скважин с резким колебанием температур следует

Учитывать склонность цементного камня к деформациям усадки и ползучести.

При проектировании конструкций скважин необходимо запланировать и
диаметр эксплутационной колоны.

4.3 Техника для гидродинамических исследований

В настоящие время для комплексного непрерывного контроля за разработкой
Приразломного месторождения применяется широкий спектр приборов, которую
условно можно подразделить:

1 приборы наземных комплексов исследований (замерное устройство
“Спутник”, манометры различного предела измерений и класса точности,
динамографы (микон), акустические скважинные эхолоты “Сонолог”, и т.д.)

приборы дистанционные, спускаемые на геофизическом кабиле, комплексные
(расходомеры-дебитомеры, глубинные: РГД-4, РГД-5М; Поток-4, Поток-5,
имеющая комплексы термокондуктивной дебитометрия, влагомера, термометра,
локатора муфт, гамма-каротажа, гамма-гамма-каратожа, резистивиметра,
манометра)

приборы автономного действия включающие в себя:

пластоиспытатели: комплексный испытательный инструмент КИИ-146, КИИ-95,
и другие;

пробоотборники;

автономные приборы спускаемые на проволоке: ПЛАСТ-4, ПЛАСТ-5,
позволяющих вести регистрацию температуры и давления;

автономные приборы спускаемые на НКТ.

Данные приборы имеют размеры соответствующие диаметрам скважин, колонн
учитывают особенности оборудования. Позволяют вести исследования в
интервале пласта по колонне НКТ и межколонному пространству,
прослеживать гидродинамические характеристики до места установки ЭЦН
через насосно компрессорные трубы (НКТ), по межтрубному пространству
исследовать работу ШГН, а при соответствующем оборудовании ШГН проходить
на забой.

В настоящее время на Приразломном месторождении используются установки
ЭЦН – REDA, которая имеет в компоновке датчики давлений с базой
накопления данных в течение работы установки по определению давления на
приёме насосов.

Поскольку на работу насосной установки оказывает влияние затрубное
давление попутного газа, расчётный дебит получается завышенным, поэтому
для оптимизации работы насоса необходимы данные по определению давления
на приёме насоса, что обеспечивает накопленная база данных датчиком
давления.

В настоящее время точность приборов манометра и термометра за счёт
применения пьезо-термодатчиков повысилось в десятки и сотни раз,
габариты приборов и их вес соответственно уменьшились до размеров,
требовавших использования грузов.

Прибор ПЛАСТ-5М имеет следующие технические характеристики:

рабочий диапазон температур от минус 50град. С до плюс 120град. С;

время работы в автономном режиме – 3 месяца;

ёмкость памяти-120 тысяч точек;

точность определения температуры – 0,01град. С;

точность определения давления – 0,0003атм=300Па;

НИИПИ УФАНЕФТЬ предлагает к тому же расширить комплекс прибора
высокоточным влагомером.

Подъёмники для работы с автономными и дистанционными приборами не
претерпели существенного изменения. Используются подъёмники каратажные:
ПК-2, ПК-5, подъёмники “Аист”.

5. Специальная часть

Вторичное вскрытие пластов и его влияние на коэффициент продуктивности
скважины и разработку месторождения

5.1 Состояния вскрытия пластов

Процесс вскрытия пласта является важнейшим этапом разработки
нефтегазовых месторождений.

Высококачественное вскрытие горизонтов обуславливает повышение
эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин,
улучшает приток нефти и газа из мало пронизываемых пропластов, что в
конечном итоге способствует росту нефтегазоотдачи пластов.

Одним из основных условий повышения эффективности геологоразведочных
работ является применение таких методов вскрытия и опробования, которые
обеспечили бы сохранения естественного состояния коллектора, и
следовательно, остаточную надежность результатов опробования на
промышленную нефтегазоносность.

Очевидно, что только такие данные, которые отражают фактическое
состояние коллектора, могут явиться основой для оценки общих и
извлекаемых запасов нефти и газа.

В нефтегазопромысловой практике встречается немало случаев, когда
скважины, которые при бурении показывали хорошие признаки нефтеносности
и бурно проявляли себя после ввода их в эксплуатацию или вовсе не
показывали признаков нефтегазоносности, или работали с малой
производительностью.

Следовательно, возникает необходимость создания высоких депрессий при
освоении и эксплуатации скважин, что отрицательно сказывается на
эксплуатации залежей, коллекторы которых сложены несцементированными или
слабосцементированы песками, а так же при наличии пластовых вод.
Повышение депрессии при неустойчивых коллекторах приводят к нарушению
ПЗ, что может вызвать слом эксплуатационной колоны и преждевременный
выход скважины из строя; при наличии же подошвенных вод происходит
преждевременное обводнение скважины.

Практика применения промывочной жесткости на водной основе показала, что
проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промысловой жесткости в
период вскрытия является основной причиной ухудшения коллекторских
свойств пласта. Лабораторными исследованиями установлено, что вода
снижает естественную проницаемость коллектора на 50% и более.

Глинистый раствор относительно в меньшей мере ухудшает фильтрационную
характеристику коллектора, чем вода.

Отрицательное влияние низкого качества вскрытия пласта наиболее
значительно сказывается в случаях, когда пластовое давление ниже
гидростатического. Аномально низкое пластовое давление встречается в
процессе доразработки.

Проницаемость ПЗ в немалой степени снижается также и в процессе вскрытия
пласта перфораций. Это объясняется тем, что качество жесткости,
заполняющей ствол скважины перед перфорацией обычно бывает низким и не
обеспечивает сохранения естественной проницаемости коллектора после
перфорации.

Так обычно, продуктивный пласт в процессе его вскрытия многократно
подвергается воздействию промывочной жесткости. В результате этого
существенно ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП.

При вскрытии пластов в глубоких скважинах высокие температуры оказывают
существенное влияние на водоотдачу глинистого раствора. С повышением
температуры усиливается коагуляция и образуется легко размываемые рыхлые
корки. При t 150?С водоотдача возрастает в 6-8 раз.

5.2 Основные факторы определяющие качество вскрытия пластов

Среди таких факторов по [Аминяну] можно выделить

1) объем информации, получаемый в процессе вскрытия пласта бурением;

2) надежность разобщения пластов как в пределах вскрытой мощности
продольного пласта, так и выше кровли и ниже подошвы пласта;

3) степень использования вскрытой мощности пласта;

4) состояние ПЗП.

Объем информации, получаемый в процессе вскрытия пласта бурением

На стадии поисковых и разведочных работ, на которых находится
Приразломного месторождение необходимо получать максимальную информацию,
позволяющую изучить:

Состав пород-коллекторов и тип коллекторов как по керну так и по шламу;

геолого-физические свойства коллектора и физико-химическую
характеристику насыщающих его флюидов;

метологические особенности пласта;

продуктивность отдельных пластов и прослоев при различных депрессиях;

тип промывочных жесткостей для первичного и вторичного вскрытия пласта.

Надежность разобщения пластов

Надежность разобщения пластов в зоне продуктивной части, выше кровли и
ниже подошвы продуктивного объекта, а также создание непроницаемого
цементного кольца за эксплуатационной колонной имеет решающие значение
для успешной работы эксплуатационных скважин и всей залежи в целом.

Обычно качество цементирования эксплуатационных колонн оценивается
подъемом цементного раствора до заданной высоты, достижением хорошей
сцепляемости цемента с породой и колонной, предотвращением межколонных
перетоков жидкости и газа.

Однако вследствие больших плотностей цементных растворов создаются
избыточные давления на плост, что часто приводит к гидроразрыву и
поглощению цементного раствора и, следовательно, к закупорке нарытой
среды.

Надежность разобщения пластов следует изучать во всех скважинах на
стадии поисково-разведочных работ, так и при разбуривании залежи.

Плотность бурового
раствораpicscalex100010009000003da00000002001500000000000500000009020000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. для вскрытия нефтяного пласта в
выражается через коэффициент избыточного давления Кизб и плотность
пластовой воды:
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 (4.2)

где k-коэффициент, характеризующий превышение гидростатического давления
промывочной жидкости над пластовым в кровле пласта.

Степень использования вскрытой мощности пласта

При разработке Нефтяных месторождений в настоящее время широко
практикуется вскрытие перфорацией мощностей продуктивной зоны залежи.
Это связано с желанием вовлечь в разработку возможно большие мощности
продуктивных пластов по можно выразить следующим образом:
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 (4.3)

где: КИ – коэффициент использования вскрытой мощности пласта; МР –
работающая мощность пласта; МВ – вскрытая мощность пласта;

Коэффициент использования вскрытой мощности продуктивного пласта
является одним из важнейших показателей качества вскрытия пласта,
повышение степени извлечения нефти и газа из недр. Этот коэффициент
должен служить определяющим показателем возможности объединения
нескольких пластов и прослоев в один эксплуатационный объект.

Величина Ки не постоянна во времени и зависит от периода эксплуатации
залежи и способа вскрытия пласта. По мере извлечения пластового Р
условия работы залежи будут отличаться от условий начального периода
эксплуатаций. В связи с этим при необходимости бурение новых скважин для
доразработки залежи следует вскрывать пласт с учетом изменившихся
условий.

Состояние ПЗП.

Наиболее приемлемым способом определения состояния ПЗП является
определение величины ОП – отношение продуктивностей, показывающей, во
сколько раз реальный дебит скважины отличается от теоретического. В
связи с тем, что различие между продуктивностями определяется только
проницаемостью пород, например, ОП рассматривают , как отношение:
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, (4.3)

где

Qф – фактический дебит скважины;

Qт – теоретический дебит скважины (вскрытие пласта без ухудшения его
фильтрационных свойств);

Параметр ОП показывает, какую долю теоретически возможного дебита в
случае идеального вскрытия пласта имеет скважина при реальных условиях
вскрытия.

Методы повышения качества вскрытия.

Под высоким качеством вскрытия продуктивного пласта следует понимать
выполнение комплекса операции по завершению скважины с применением таких
технологических приемов которые обеспечивают сохранение естественной
проницаемости ПЗП

К основным задачам решение которых может обеспечить достижение этой
цели, можно отнести:

выбор типа бурового раствора для вскрытия пласта;

выбор конструкции скважины и способа цементирования колонны;

определение интервала перфорации;

определение раствора глушения;

определение типа и вида перфорации;

определение плотности перфорации;

воздействие на пласт после перфорации;

способ вызова притока.

Рассмотрим технику и технологию вторичного вскрытия пласта с
использованием пенных систем, представленные в следующем разделе.

5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с применением пенных
систем

Как известно, продуктивный пласт вскрывают перфорацией после заполнения
скважины той жидкостью, которую применяли при вскрытии пласта бурением.
Так как процесс перфорации часто происходит длительное время, в
призабойную зону проникает вода или фильтрат промывочной жидкости
(глинистого раствора), что существенно ухудшает фильтрационные свойства
коллектора. Как правило, при перфорации применяют глинистый раствор
низкого качества с высокой водоотдачей, поэтому количество проникшего в
пласт фильтрата бывает значительным. После перфорации глинистый раствор
заменяют водой. В процессе этих работ в пласт дополнительно проникает
как фильтрат глинистого раствора, так и вода. Если после полной замены
глинистого раствора в стволе скважины водой отсутствует приток жидкости
(газа) из пласта, то начинают снижать уровень воды в скважине путем
закачки сжатого воздуха (компрессором), газа высокого давления (из
газопровода высокого давления) или азота с помощью специальных
установок. В процессе этих работ в пласт вновь проникает некоторое
количество воды.

Таким образом, от начала перфорации до получения притока жидкости (газа)
из пласта в призабойную зону проникает большое количество фильтрата
промывочной жидкости и воды, что ведет к существенному снижению
естественной проницаемости коллектора.

Для частичного устранения этих недостатков иногда до начала иногда до
начала перфорации в нижней части эксплуатационной колонны помещают
раствор на углеводной основе или водный раствор ПАВ.

Оба способа до некоторой степени отвечают условиям сохранения
проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия
перфорацией. Однако при пластовом давлении намного ниже
гидростатического применение водного раствора ПАВ может привести к
отрицательным результатам вследствие того, что по мере проникновения
водного раствора ПАВ в глубь пласта содержание ПАВ в воде резко
уменьшится из-за адсорбации его на поверхности породы, и в связи с этим
проницаемость удаленной зоны продуктивного пласта ухудшится.
Отрицательное влияние водного раствора ПАВ будет тем интенсивнее, чем
больше глинистых веществ содержится в продуктивном пласте и чем ниже
пластовое давление по сравнению с гидростатическим.

Наиболее прогрессивным техническим решением является применение
растворов на углеводородной основе. Однако, при пластовом давлении
намного ниже гидростатического (0,7 и ниже) применение растворов на
углеводородной основе также может привести к ухудшению проницаемости
призабойной зоны пласта вследствие проникновения в него вместе с
раствором на углеводной основе большого количества воды. Если даже весь
ствол скважины перед перфорацией будет заполнен раствором на углеводной
основе, то при пластовом давлении, равном 0,7 и ниже гидростатического,
вследствие проникновения в пласт этого раствора в большом количестве
трудно будет вызвать приток жидкости и газа из пласта из-за высокой
вязкости системы и ее структурно-механических свойств. В указанных
условиях наиболее целесообразным является применение пен.

Сущность рекомендуемого способа состоит в том, что в нижней части
эксплуатационной колонны до проведения процесса вскрытия пласта
перфорацией помещают столб пены, поверх которого должна находиться
пенообразующая жидкость. Поскольку пена в нижней части колонны находится
довольно длительное время, то может произойти частичное разделение фаз.
Однако газовая фаза будет двигаться вверх и, встретив на своем пути
пенообразующую жидкость, вновь образует пену. Таким образом,
предотвращается разрушение пены, помещенной в нижней части
эксплуатационной колонны на период вскрытия пласта перфорацией.
Разрушению пены препятствует также давление столба жидкости в стволе
скважины, находящейся над столбом пены.

Объем пены определяют с учетом следующих условий:

Объем пены, помещаемой в нижней части колонны, не должен вызывать
притока жидкости (газа) из пласта в процессе перфорации;

Объем пены должен препятствовать проникновению в пласт жидкости (воды,
глинистого раствора), находящейся в стволе скважины;

Гидростатическое давление столба жидкости (воды, глинистого раствора) с
добавкой ПАВ, находящейся над столбом пены в скважине, должно быть выше
величины упругой энергии пены.

Для выполнения этих условий рекомендуется образовать двухфазную пену
следующего компонентного состава: поверхностно-активное вещество,
стабилизатор, хлористый кальций.

Указанные компоненты предварительно растворяются в воде, а затем перед
закачкой в скважину приготовленный водный раствор вспенивают.

Результаты лабораторных исследований устойчивости пены, приготовленной
на основе водных растворов ОП -10, стабилизатора КМЦ – 600 и хлористого
кальция, Предоставлены в таблице – 5.4

Таблица 5.4-компонентный состав пен

Концентрация

Хлористого

Кальция,%Концентрация

КМЦ-600,%Устойчивость пены (с/см3) при концентрации

ОП – 10,%0,50,81,01,5200

0,5

1,0

1,55,1

9,1

21,5

47,65.0

12,5

21,2

37,04,8

12,1

20,6

32,44,0

12,7

19,2

24,7300

0,5

1,0

1,56,3

18,9

35,0

59,48,5

15,8

30,2

52,67,6

21,3

30,0

49,18,01

17,3

29,4

41,9400

0,5

1,0

1,513,3

17,4

38,7

58,012,1

18,0

50,0

87,510,0

18,5

43,5

63,116,6

17,0

40,0

66,4

Устойчивость пены определяли по методике ВНИИ.

При концентрациях хлористого кальция наибольшая устойчивость пены
получается при 0,5 – 0,8% -ой концентрации ОП – 10 и 1,0 – 1,5% -ной
стабилизатора КМЦ – 600.

В связи с этим пену можно создать как при 20% -ной концентрации
хлористого кальция, так и при 30 – 40% -ной в зависимости от величины
пластового давления.

Если пласт давление составляет 0,8 и ниже гидростатического, двухфазную
пену можно образовать с концентрацией хлористого кальция 20%. При
пластовом давлении 0,8 – 1,0 гидростатического концентрацию хлористого
кальция можно принять равной 30 – 40%.

При степени аэрации 30 – 40 в нормальных условиях можно образовать
двухфазную пену плотностью 1,0 г/см3. Приготовленная таким образом
двухфазная пена, заполняющая нижнюю часть колонны, предохранит
призабойную зону пласта от попадания в ней воды в процессе всего периода
перфорации.

Частично проникающая в пласт двухфазная пена не оказывает отрицательного
влияния на проницаемость коллектора, пена указанного компонентного
состава будет содействовать частичной очистке призабойной зоны в
процессе вызова притока жидкости (газа) из пласта.

Рекомендуемый способ перфорации эксплуатационной колонны имеет следующие
преимущества:

возможность регулирования давления на забое скважины в широком
диапозоне; достигается это путем изменения степени аэрации и объеьма
пены, помещаемой в нижней части эксплуатационной колонны;

предотвращение попадания в призабойную зону пласта жидкости (глинистого
раствора, воды) в процессе перфорации колонны.

Скважина имеет глубину 2500 м, пластовое давление составляет 0,8
гидростатического, коллектор песчано-алевритовый с содержанием
набухающих глинистых веществ. Пласт вскрывали бурением с применением
глинистого раствора. По соседним скважинам установлено, что приток
жидкости из пласта начинается только после замены столба глинистого
раствора водой и снижения уровня воды в скважине на 800 – 1000м.

Учитывая возможность проникновения в пласт после его вскрытия
перфорацией некоторого количества двухфазной пены, примем, что
закачанный объем пены в стволе скважины должен занимать в нижней ее
части высоту 500 – 600м. Принимая диаметр эксплуатационной колонны
равным 146 мм и степень аэрации 40, можно определить количество водного
раствора ПАВ и воздуха для получения заданного объема пены.

Столб двухфазной пены в нижней части скважины высотой 600м будет
испытывать давление столба жидкости, находящейся над пеной, равное 140
кгс/см2. При степени аэрации а = 40 объем воздуха, приходящийся на 1м3
пенообразующего раствора при этом давлении, составит 40: 140=0,3м3.

Объем ствола скважины высотой 600 м при диаметре колонны 146 мм составит
8 мі. Для получения такого объема пены необходимо закачать в скважину
6,5 мі пенообразующей жидкости и (8-6,5) *140+360 мі воздуха. Среднюю
плотность пены на указанной глубине ориентировочно примем 0,8 г/смІ.
Таким образом, если столб двухфазной пены высотой 600 м помещен в нижней
части колоны, давление на забой скважины уменьшится всего на 12 кгс/смі,
что примерно для безопасного ведения работ по периферии.

Продуктивный пласт вскрывают перфорацией при заданных условиях в
следующем порядке.

До перфорации скважину промывают до забоя и насосно-компрессорные трубы
устанавливают на уровне предполагаемых нижних перфорационных отверстий.

Предварительно готовят водный раствор ПАВ указанного компонентного
состава. Объем водного раствора ПАВ принимаем равным 35 мі; 8 мі этого
объема предназначенного для приготовления пены, 26,5 мі применяют в
качестве буферной жидкости, которая во время перфорации должна
находиться в скважине над двухфазной пеной.

Из емкости насосом водный раствор ПАВ в качестве первой порции буферной
жидкости по линии подают в насосно-компрессорные трубы. Объем водного
раствора ПАВ (первой порции буферной жидкости) принимают равным 9 мі.
Вытесняемую из кольцевого пространства скважины жидкость по линии
отводят в отдельную емкость

Затем в скважину закачивают заданный объем двухфазной пены. Для
получения более устойчивой пены используют аэратор. Насос нагнетает
водный раствор ПАВ, поступающий из емкости, в наружную трубу аэратора,
воздух поступает во внутреннюю перфорированную трубу аэратора от
компрессора. По линии пена поступает в насосно-компрессорные трубы;
вытесняемая при этом жидкость из кольцевого пространства также поступает
в отдельную емкость.

После закачки в насосно-компрессорные трубы заданного объема двухфазной
пены вновь закачивают жидкость (воду или глинистый раствор) до
выравнивания давлений в насосно-компрессорных трубах и затрубном
пространстве.

После выполнения операций по созданию в нижней части колонны столба
двухфазной пены и буферной жидкости из скважины извлекают
насосно-компрессорные трубы и приступают к работам по вскрытию пласта
перфорацией.

Аналогичным образом можно вскрывать перфорацией продуктивные объекты,
пластовое давление в которых намного ниже гидростатического. В этих
условиях перед перфорацией в скважине помещают двухфазную пену с высотой
степенью аэрации (50-60), а столб ее достигает максимума. Величины, над
которым находится водный раствор поверхностно-активного вещества,
который сохраняет равновесное состояние упругой системе и тем самым
предотвращает самоизлив пены из скважины.

Если в процессе перфорации наблюдается снижение уровня, то в скважину
закачивают набольшими порциями водный раствор поверхностно-активного
вещества для сохранения статического уровня. Проникновение некоторого
кол-ва пены в призабойную зону пласта, как уже отмечалось, не ухудшает
его фильтрационных свойств.

Оборудование для вскрытия пласта

При вскрытии продуктивных пластов с применением пен используют следующее
дополнительное оборудование: передвижные компрессоры, установку по
разрушению пены, герметизирующее устройство устья скважины (вращающийся
превентор), аэратор, обратный клапан, устанавливаемый в бурильных
трубах, емкости для хранения и приготовления растворов ПАВ, приборы для
замера расхода жидкости и воздуха (ДП-430).

Для образования пены следует применять передвижные компрессорные
установки: УКП-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200.

Число компрессоров определяется расходом жидкости и степенью аэрации.
Для бесперебойной работы необходимо иметь резервный компрессор.

В таблице 5.5 дана характеристика применяемых компрессоров.

Для образования пены можно применять также природный газ высокого
давления и азот.

Таблица 5.5

Марка

КомпрессораПодача,

М3/минДавление нагнетания КГС/см2Число ступеней

СжатияГабаритные размеры,

мМасса,

КгТип

станцииУКП-80

КПУ-16/100

КПУ-16/250

ДКС-7/2008

16

16

780

100

250

2004

4

5

56,6?2,59?2,87

11?3,14?3,65

10,9?3,14?3,65

8,64?2,85?3,7416.100

28.000

28.500

19.900Прицеп

Самоходная

на автомашине

КРАЗ-255Б

Установка по разрушению пен.

Замкнутая циркуляция пенообразующего раствора при вскрытии пласта с
применением пен осуществляется путем разрушения ее в установке
конструкции Укр НГГГГГаза. Принцип действия установки основан на
дросселировании через клапан и вакуумировании потока пены, выходящего из
скважины. Установка обеспечивает разрушение пены при расходе
пенообразующего раствора до 30 л/с и степени аэрации до 80, при этом
газосодержание пены снижается до 6-8%.

Установку рекомендуется располагать как можно ближе к скважине, при этом
дегазированный пенообразующийся раствор необходимо сливать в ёмкость.
Устье скважины соединяется с сепарационной камерой при помощи
трубопровода диаметром 114 мм. Чтобы направить поток пены мимо установки
в случае ее отказа в работе, монтируют отводную линию, направленную в
земляную емкость.

Для создания безопасных условий работы буровой бригады и твода пены на
установку по разрушению устье скважины оборудуют герметизирующим
устройством.

Для герметизации устья скважины можно применять вращающиеся превенторы
типа ПВ-156*320, ПВ-230*10, ПВ-307*10.

В таблице 5.6 приведена краткая техническая характеристика вращающихся
превенторов.

Таблица 5.6

Техническая

хар-каПВ-156*320ПВ-230*320ПВ-230*10

ПВ-307*10Рабочее давление, кгс/смІ3203201010Диаметр приходного
отверстия, мм156230230307Наружный диаметр патрона, мм380510360360Частота
вращения ствола, о/мм: 100100

120120Габаритные размеры, мм:

Высота

Длина

ширина

1400

770

560

1525

680

875

1100

690

670

1100

690

670Масса превентора, кг9001300440480

В климатических условиях Приразломного месторождения данный вид работ
можно производить только в летний период. Поэтому рассмотрим и
просчитаем приемлемые для наших условий варианты вторичного вскрытия
пласта.

5.4 Влияние типа и видов перфорации на коэфициент продуктивности
скважины и отбор – вытеснения нефти в системе разработки

При вторичном вскрытии пласта на Приразломном месторождении как на любом
другом важно знать:

1 влияние растворам глушения на призабойную зону пласта (ПЗП).

2 влияние тампонажного раствора при цементаже обсадной колонны на
призабойную зону пласта.

влияние бурового раствора при первичном вскрытие пласта на призабойную
зону пласта.

вид, тип и плотность перфорации для вторичного вскрытия пласта.

физико-химическое воздействие на ПЗП после вторичного вскрытия.

И если по первым трём пунктам принимается определение технологическое
решение, то 4 и 5 пункт находится в состоянии отсутствия правильных
технологических решений, в следствии чего приёмистость или приток по
прослоях с различной проницаемостью оставляет погребённым значительное
количество нефти, неравномерного вытеснения или неравномерных отборов.
Поэтому рассмотрим эти пункты подробно.

Типы перфорации бывают следующие:

Пулевая

Сверлящая

Кумулятивная

Торпедная

Пескоструйная

Каждая из них обладает своими особенностями.

Виды кумулятивной перфорации бывают:

1 корпусные и безкорпусные;

2 одноразовые и многоразовые;

перфораторы разрушающиеся;

перфораторы спускаемые на трубах НКТ и на геофизическом кабеле.

Каждая перфорация характеризуется своими особенностями: диаметром
перфорационного канала, его длиной, соотношениями:

picscalex1000100090000039a0100000300150000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02000bc0041200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffa2ffffff80040000a20a00000b00000026060f000c004d61746854797065
0000900209000000fa02000010000000000000002200040000002d010000050000001402
230250020500000013022302ce03050000001402ce08ce02050000001302ce087c041500
0000fb0280fe0000000000009001010000cc0402001054696d6573204e657720526f6d61
6e00cc67040000002d01010008000000320a5a0a300301000000c40015000000fb0280fe
0000000000009001010000000402001054696d6573204e657720526f6d616e0000670400
00002d01020004000000f001010008000000320a2f08e80201000000640015000000fb02
80fe0000000000009001010000cc0402001054696d6573204e657720526f6d616e00cc67
040000002d01010004000000f001020008000000320aaf039a0201000000c40015000000
fb0280fe0000000000009001010000000402001054696d6573204e657720526f6d616e00
0067040000002d01020004000000f001010008000000320a84017f02010000006c000800
0000320a83022e00010000006c0015000000fb0220ff0000000000009001000000000402
001054696d6573204e657720526f6d616e000067040000002d01010004000000f0010200
08000000320a8f08c70301000000300008000000320ae401f80201000000300010000000
fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002040000002d010200
04000000f001010008000000320a2e099001010000003d0008000000320a830212010100
00003d0010000000fb0280fe0000000000009001010000020002001053796d626f6c0002
040000002d01010004000000f001020008000000320a2e0916000100000061000a000000
26060f000a00ffffffff01000000000010000000fb021000070000000000bc02000000cc
0102022253797374656d00cc040000002d01020004000000f0010100030000000000
(5.1)

Основные типы и виды перфорации применяемые на Приразломном
месторождении приводятся ниже.

По Приразломному месторождению в последние годы наблюдаются резкое
обводнение продукции не согласующиеся с расчётным проектным.

Проведём анализ по вторичному вскрытию пласта.

Для пластов БС4-5 коэффициент проницаемости меняется от 1 мД. До 100 мД.
в зависимости от геофизической характеристики пласта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 относительной
амплитуды собственных потенциалов, которая в свою очередь зависит от
глинистости коллектора) принимаем плотность перфорации от 10 отверстий
на метр при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 до 20 отверстий при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. Считалось, что двойное увеличение плотности
перфорации равноценно аналогичному уменьшению коэффициента
проницаемости.

Простой расчёт по методике, предложенный В.И. Щуровым с использованием
его графиков (рисунки 5.1-5.3) приводит к следующим результатам:

1 рассчитаем при плотности перфорации 5-10 отверстий на метр сверлящим
перфоратором ПС – 112; данные возьмём из двух прослоев с проницаемостями
35 мД и 70мД соответственно:

picscalex100010009000003540000000000120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02200220011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffa6ffffffe0000000c60100000b00000026060f000c004d61746854797065
000050000a00000026060f000a00ffffffff010000000000030000000000picscalex100
010009000003bf0100000200150000000000050000000902000000000400000002010100
050000000102ffffff00040000002e01180005000000310201000000050000000b020000
0000050000000c02c004c00f1200000026060f001a00ffffffff000010000000c0ffffff
b7ffffff800f0000770400000b00000026060f000c004d61746854797065000000011500
0000fb0220ff0000000000009001000000000402001054696d6573204e657720526f6d61
6e00007b040000002d01000008000000320a6b03060f01000000320008000000320a6b03
bd0c02000000313508000000320a7704060101000000320008000000320af400cf0e0100
0000320008000000320af400860c02000000313508000000320a0002ed00010000003100
15000000fb0280fe0000000000009001000000000402001054696d6573204e657720526f
6d616e00007b040000002d01010004000000f001000008000000320a1704b30a02000000
313008000000320a17048b0802000000373008000000320a17043f030200000037300800
0000320aa001710a02000000313008000000320aa0014f0802000000333508000000320a
a0010f0302000000333515000000fb0280fe0000000000009001010000cc040200105469
6d6573204e657720526f6d616e00cc7b040000002d01000004000000f001010008000000
320a1704ef0d01000000ec0008000000320a1704dd0402000000ecc408000000320a1704
3a0001000000ea0008000000320aa001b80d01000000ec0008000000320aa001a7040200
0000ecc408000000320aa0013a0001000000ea0010000000fb0220ff0000000000009001
000000020002001053796d626f6c0002040000002d01010004000000f001000008000000
320a6b034e0c010000002d0008000000320af4000c0c010000002d0010000000fb0280fe
0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002040000002d01000004000000
f001010008000000320a1704410a01000000d70008000000320a17045907010000003d00
08000000320a17040d02010000003d0008000000320aa001ff0901000000d70008000000
320aa0012307010000003d0008000000320aa001e301010000003d000a00000026060f00
0a00ffffffff01000000000010000000fb021000070000000000bc02000000cc01020222
53797374656d00cc040000002d01010004000000f0010000030000000000

примем, что пористость меняется в этом случае незначительно
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длина канала перфорации:

l01=l02=2cм

диаметр перфорационного канала:

d01=d02=12мм

мощность пласта:

N1=N2=13м

Диаметр скважины:

Д1=Д2=216мм

Поскольку на Приразломном месторождении пласт БС4-5 полностью
нефтенасыщен, коэффициент несовершенства скважин по степени вскрытия
будет равен 0 С1=0; график Щурова (приложении).

Определим С2 коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия)

Определим
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график Щурова. Определим

(пД) 1=10 0,216=2,16;

(пД) 2=5 0,216=1,08;

определим
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определим (С2) 1=10

определим (С2) 2=18

Посчитаем относительный дебиты для пластов одинаковой толщины, то есть
это будет коэффициенты показывающие в каких пластах идёт более
интенсивный отбор при данном виде перфорации
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picscalex100010009000003c30200000400150000000000050000000902000000000400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 (5.2)

то есть наименьшее проницаемый пласт будет выработан на 0,74 в то время
как более проницаемый пласт вырабатывается в 1: 0,74=1,36 раза быстрее.

Как результат и вытеснение будет более интенсивно проходить в более
проницаемом пласту, который за тем станет обводнённым.

Посчитаем ту же задачу для перфоратора ПС-103-технические характеристики
следующие: диаметр отверстия d0=5мм=0,5см; длина перфорационного канала
l0=10-12cм мощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м
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Из графика Щурова следует

(С2) 1=1,6; (С2) 2=3

для данного вида перфорации

Следовательно, в плохо проницаемом пласту вытеснение или отбор нефти
будет происходить медленее в 1/0,58 =1,7раза. Сделаем расчёт для
перфоратора ПКСЛУ-80 со следующими техническими данными: d0=7мм=0,7см;
длина перфорационного канала l0=21-22cм мощность пласта h=13м; диаметр
скважины Д. =0,216м. Плотность перфорации:
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Из графика Щурова следует

(С2) 1=0; (С2) 2=0,8
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 (5.3)

то есть и в этом случае вытеснение или отбор идёт значительно хуже в
слоях низкой проницаемостью 1/0,56=1,85раза.

Поэтому и происходит на Приразломное месторождение обводнение по
прослоям с более высокой проницаемостью.

Для каждого конкретного случая следует подбирать вид перфоратора и
плотность перфорации, которая соответствовала бы равномерным отборам –
вытеснением по всем прослоям.

В настоящие время появились более мощные перфораторы:

RDX-DR – фирмы Шлюмберже

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Ответить

Курсовые, Дипломы, Рефераты на заказ в кратчайшие сроки
Заказать реферат!
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2020