Геологічні основи розкриття продуктивних пластів - Геология, гидрология и геодезия лабораторная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Геологічні основи розкриття продуктивних пластів

Радіус зони проникнення фільтрату за час промивки свердловини. Вивчення проникності і ступеню забруднюючої дії промислової рідини на колектор. Оцінка забруднення привибійної зони пласта при визначенні скінефекта. Коефіцієнти відновлення проникності.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

ОЦІНКА РАДІУСУ ЗОНИ ПРОНИКНЕННЯ ФІЛЬТРАТУ ЗА ЧАС ПРОМИВКИ СВЕРДЛОВИНИ
вивчення і закріплення знань методики визначення радіусу зони проникнення фільтрату за час промивки свердловини при оцінці якості розкриття пласта
Густина промивної рідини для розкриття продуктивного пласта вибирається із врахуванням нерівності .
Технічними правилами ведення бурових робіт рекомендується наступне співвідношення густини промивної рідини і коефіцієнта аномальності: для свердловин до 1200 м -- , для більш глибоких свердловин . У дійсності досить часто ці рекомендації не виконуються. Між свердловиною і привибійною зоною пласта завжди виникають великі різниці тисків. Під високим диференційним тиском в продуктивні пласти проникає не тільки фільтрат промивної рідини, але також і тверда фаза, особливо, коли в пластах є тріщини або іншого роду великі канали.
Проникнення в пласт промивної рідини та її фільтрату веде до зміни структури порового простору і проникності привибійної зони. Ступінь її зміни залежить від багатьох факторів і зменшується по мірі віддалення від свердловини. У гранулярному пласті всю область, в яку проникли промивна рідина і фільтрат, умовно можна поділити на дві зони: зону кольматації, яка прилягає до свердловини, і зону проникнення фільтрату.
Зниження проникності колектора під дією фільтрату промивної рідини, як правило, набагато менше, ніж в результаті кольматації частинами твердої фази. Однак глибина проникнення фільтрату в пласт у багато разів більша товщини зони кольматації. Інтенсивніше фільтрат проникає в пласт у період буріння і промивки свердловини. Після припинення промивки швидкість проникнення фільтрату зменшується внаслідок утворення малопроникної кірки на стінках свердловини, так і в результаті зменшення порового тиску в промивній рідині в спокої. У першому випадку оцінити мінімально можливий радіус зони проникнення фільтрату за час промивки свердловини можна наступним чином.
Нехай швидкість динамічної водовіддачі промивної рідини Вg, товщина пласта h, радіус свердловини rc. За час t промивки свердловини при бурінні в пласт проникає наступний об'єм фільтрату Vф:
Припустимо, що фільтрат цілком витіснить пластову рідину із відкритих пор пристовбурної зони свердловини. Тоді сумарний об'єм відкритих пор, забрудненої фільтратом зони буде рівний:
де rз -- радіус зони проникнення; Коп -- відкрита пористість.
Прирівнявши об'єми, одержимо формулу для визначення мінімально можливого радіусу забрудненої зони:
Для проведення лабораторної роботи в таблиці 1.1 подаються наступні вихідні дані:
Згідно з вихідними даними (табл. 1.1) визначити мінімальний радіус зони забруднення Фільтратом пристовбурної зони свердловини (м).
Зібрати дані розрахунків інших варіантів, звести їх в таблицю 1.2, зробити аналіз залежності радіусу зони проникнення від часу розкриття пласта бурінням і пористості.
Виходячи із аналізу одержаних результатів, зробити висновки про розкриття продуктивного пласту.
Динамічна водовідд. глин. розч., /м3/м2*6
Розмірність проникності в міжнародній системі одиниць
За одиницю проникності в 1 м2 приймають проникність такого пористого середовища, через зразок якого довжиною 1 м і площею поперечного перерізу 1 м2 при перепаді тиску 1 Па за 1 сек. профільтрується 1 м3 рідини в'язкістю 1 Па*с. На практиці користуються меншою одиницею, яка називається Дарсі (Д).
Проникність в 1 Д рівна 1,02 мкм2, тобто приблизно у 1012 разів менше одиниці проникності в 1 м2. Проникність в 0,001 Д називається мілідарсі. Проникність колекторів нафтових і газових родовищ змінюється від декількох мілідарсі до 2-3 Д. У реальних умовах нафтового або газового пласта приплив до свердловини проходить в умовах радіальної Фільтрації. Об'ємну швидкість припливу нестисненої крапельної рідини при радіальній Фільтрації можна знайти за формулою Дюпюї
де h -- товщина пласта; Рпл -- пластовий тиск на контурі живлення; Рс -- тиск на стінки свердловини (привибійний тиск); rk -- радіус контура живлення свердловини; rc -- радіус.
Величину прийнято називати коефіцієнтом гідропроводності (або просто гідропровідністю) пласта. Із формули (2.4) слідує, що проникність при радіальній фільтрації однофазної крапельної рідини рівна
Аналогічно проникність при радіальній фільтрації газу рівна
Для проведення лабораторної роботи в таблицях 2.1, 2.2 подаються наступні дані:
Оцінка забруднення привибійної зони пласта при визначенні скінефекта. Методика оцінки впливу промивної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта
вивчення і закріплення знань методики оцінки впливу промивної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта.
Часто для оцінки впливу забруднення на колекторські властивості пристовбурної зони пласта користуються поняттям про скін-ефект (від англійського слова skin -- шар). Перепад тисків, який необхідний для підтримання об'ємної швидкості фільтрації Q через забруднену зону, легко знайти із формули:
Якщо ця зона не забруднена, для забезпечення такої ж швидкості фільтрації необхідний перепад тисків:
Віднімаючи від формули (3.1) формулу (3.2), одержимо вираз для визначення додаткового перепаду тиску, який необхідний для підтримки незмінної швидкості фільтрації Q після забруднення пристовбурної зони:
свердловина колектор пласт забруднення
Із формули (3.4) видно, що величина скін-ефекта може бути як додатньою, так і від'ємною. Якщо , це означає, що під впливом промивної рідини колекторські властивості пристовбурної зони погіршились. Якщо , проникність пристовбурної зони покращилась в порівняні з проникністю тієї частини пласта, в яку промивна рідина не проникла. При розробці рецептури промивної рідини для розкриття продуктивного пласта важливо правильно оцінити можливу ступінь впливу її на колекторські властивості. Один із способів такої оцінки полягає в тому, що в лабораторії вимірюють проникність зразків колектора для нафти (газу) до забруднення (К) і після забруднення (Кз); напрям руху фільтрату промивної рідини через зразок при забрудненій протилежно напрямку фільтрації нафти при визначенні проникності, величину відношення нафтопроникності зразку після забруднення і до забруднення називають коефіцієнтом відновлення проникності (Квід). Чим менший коефіцієнт відновлення проникності, тим сильніша забруднююча дія промивної рідини на колекторські властивості пористого середовища.
Визначити скін-ефект за даними попередньої роботи для свого варіанту.
Згідно з вихідними даними (таблиця 3.1) визначити коефіцієнт відновлення проникності.
Виходячи із аналізу одержаних результатів і таблиці 3.2, зробити висновки про забруднення привибійної зони продуктивного пласта і забруднюючі дії різних промивних рідин.
Таблиця 3.1 -- Вихідні дані для визначення коефіцієнта відновлення
Проникність після забруднення, МКм2
Таблиця 3.2 -- Коефіцієнти відновлення проникності
Глинистий розчин на нафтовій основі
1. Як діють різні промивні рідини на привибійну зону пласта колектора?
Е.М.Соловьев. Заканчивание скважин. -- М.: Недра, 1979.
ВИЗНАЧЕННЯ ГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ
визначення і закріплення знань методики розрахунку густини промивної рідини для розкриття продуктивного пласта при рівновазі тисків: пластового і промивної рідини.
При бурінні глибоких свердловин (до 5000 м і нижче), продуктивні горизонти в більшості випадків розкриваються з репресіями на пласти. Нам уже відомі наслідки неякісного розкриття нафтогазоносних горизонтів з перевищенням гідростатичного тиску над пластовим, особливо на родовищах з АВПТ, де використовуються обважнені промивні рідини.
Вказаний фактор має місце при бурінні на розвідувальних площах Передкарпатського прогину Рожнятів, Космач-Покутський, Ольховка та ін., де при розкритті нафтоносних пластів використовувався обважнений буровий розчин густиною кг/м3. Репресія на пласти при цьому досягала 15-20 МПа. Внаслідок чого при хорошій геофізичній характеристиці пластів-колекторів одержані дуже малі припливи нафти. При бурінні свердловин в таких умовах в результаті повної або часткової втрати гідродинамічного зв'язку пластів з свердловиною має місце невиявлення нафтогазоносних пластів при випробуванні їх на приплив, втрати на довгий час потенційних робочих дебітів.
В.Д.Зільберман вказує, що на основні знання закономірності розподілу пластових тисків в покладах при вмілому маневруванні нашими можливостями можна покращити якість розкриття пластів. Так, регулюванням глибини установки башмаків і проміжних колон в продуктивному розрізі, можна регулювати величину репресії на пласти.
Обмеження величини репресії густини промивної рідини на пласти дозволить підвищити ефективність геофізичних робіт і газового каротажу. При розкритті розрізу з великими репресіями на продуктивні пласти проходить витіснення газу від стінок свердловини. У промивну рідину попадає тільки незначна частина газу і на кривій газопоказання фіксуються тільки значення, які не перевищують фонових значень. У даному випадку пласти з кращими колекторськими властивостями будуть задавлені і заглинизовані, а малопористі з низькими фільтраційними властивостями не будуть задавлені, що викличе підвищене розгазування розчину і появу пік на газокаротажних діаграмах. Внаслідок дифузії газу на промивну рідину низькопроникні пласти будуть відбиватись на діаграмах у вигляді зон з підвищеною газоносністю. На думку К.А.Анілієва, гідродинамічні процеси, які викликають викиди, поглинання промивної рідини, прилипання інструменту до стінок свердловин, обвали глин та інші ускладнення, проходять тим активніше, чим більша дисгармонія між градієнтами.
Найраціональніше буріння “на балансовій рівновазі” між тиском флюїдів в порах і гідростатичним тиском промивної рідини в свердловині.
За даними ЦНДЛ об'єднання “Укрнафта” при бурінні свердловин тиск промивної рідини повинен перевищувати не більш ніж на 8-10% пластовий тиск. К.А.Анілієв, роблячи посилання на досвід буріння свердловин США, рекомендує цю величину підтримувати в межах 0-3,5 МПа. У такому випадку при своєчасно виявленому моменті входження в зону з АВПТ і при вірній оцінці величини тиску з'являється можливість безаварійного буріння свердловини. Є можливість здійснювати контроль за пластовим тиском в процесі буріння свердловини і проводити її на мінімально необхідній густині промивної рідини.
Основне рівняння цієї методики має вигляд:
де Pa -- аномальний пoровий тиск на глибині Н, МПа; , -- серед-ньозважене значення по товщині в кг/м3 знaчення густини порід на глибині Ні і Не; -- густина мінералізованої води (визначена по графіку), кг/м3.
Для визначення аномального тиску за даними електрометрії використо-вують формулу:
де -- гідростатичний тиск стовпа рідини на глибині визначення ; , -- відповідно на глибині визначення , значення електричного опору в Ом*м.
1. Що таке коефіцієнт аномальності?
Чорний М.І. Розробка методики прогнозування аномально високих тисків за даними геофізичних досліджень свердловин для внутрішньої зони Перед-карпатського прогину. Дис. на здобуття наукового ступеня канд. геол.-мін. наук. -- Івано-Франківськ, 1982.
ВИЗНАЧЕННЯ ГРАДІЄНТА ТИСКУ ГІДРОРОЗРИВУ ПЛАСТА НА ОСНОВІ ДАНИХ ГЕОФІЗИЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ
визначення і закріплення знань методики оцінки градієнта тиску гідророзриву пласта на основі геофізичних досліджень для розкриття проодуктивного пласта в оптимальних умовах.
Для проектування раціональної конструкції свердловини, яка забезпечить її проведення без ускладнень до проектної глибини, необхідно мати достовірні дані про значення порового тиску (пластового) і тиску гідророзриву пласта. Ці дані повинні також враховуватись при виборі густини промивної рідини для оптимального розкриття продуктивного пласта.
Відомо, що градієнти тиску розриву пласта пов'язані з поровим (пластовим) тиском, літологією, віком порід і глибиною залягання пласта, а також напруженим станом гірських порід.
Практика буріння свердловин в Передкарпатському прогині показує, що визначення нижньої границі густини бурового розчину, виходячи з умов попередження проявів, є необхідним, але не достатнім для попередження ускладнень. Так, при бурінні сильно розущільнених глин, поровий тиск у яких близький до тиску гідророзриву пласта, навіть незначне збільшення густини бурового розчину з метою попередження викидів, приводить до гідравлічного розриву пласта. Це викликає інтенсивне поглинання бурового розчину з подальшим викидом. Верхню границю густини бурового розчину можна визначити за формулою:
де в -- верхня межа густини бурового розчину, кг/м3; gн -- прискорення вільного падіння, м/с2; h -- глибина залягання підошви пласта, м; Рпор -- поровий (пластовий) тиск, н/м2; -- коефіцієнт Пуассона; Gсп -- напруга скелету породи, H*м2
де Ргір -- гірський тиск порід, Н/м2.
Для визначення гірського тиску на основі проведених замірів побудовано графік його зміни з глибиною для умов Передкарпатського прогину (рис. 5.1). Для побудови графіка використана залежність (5.2).
Рисунок 5.1 - Зміна геостатичного тиску з глибиною
де п(Н) -- об'ємна маса породи, як функція її залягання.
Поровий тиск може бути визначений за даними зміни густини породи з глибиною, або за даними геофізичних досліджень свердловин (лабораторна робота №4).
Для експресного визначення градієнта тиску розриву пласта можна вико-ристати номограму (рис. 5.2), побудовану на основі рівняння (5.1). На номогра-мі знаходять необхідну глибину і проводять горизонталь до перетину з лінією коефіцієнта аномальності порового тиску. Далі опускають перпендикуляр до абсциси, на якій знаходять значення градієнта тиску розриву пласта, що еквіва-лентно верхній межі густини бурового розчину при бурінні в даному інтервалі.
Рисунок 5.2 -- Номограма для визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
Достовірність результатів досліджень була підтверджена шляхом аналізу ускладнень, що пов'язані з поглинанням бурового розчину, які виникають найчастіше при розбурюванні піщано-глинистих порід на родовищах Прикар-паття.
Величину градієнта тиску розриву пласта можна визначити із залежності його від градієнта порового тиску. На основі статистичної обробки даних геофізичних та інших досліджень для умов Передкарпатського прогину одер-жана залежність
Градієнт порового тиску можу бути визначений за даними геофізичних досліджень (лабораторна робота №4).
Оперативно отримані дані про тиск гідророзриву пласта, дають можли-вість регулювати густину бурового розчину у визначених межах. Використання бурових розчинів завищеної густини приводить до ускладнень в процесі буріння свердловини.
1. Від чого залежить гідророзрив пласта?
У.Х.Фертль. Аномальные пластовые давления. / Пер. с английского. -- М.: Недра, 1980.
ВИЗНАЧЕННЯ ПРОЕКТНОГО КОЕФІЦІЄНТА НАФТОВІДДАЧІ ДЛЯ НОВИХ ПОКЛАДІВ З ВОДОНАПІРНИМ РЕЖИМОМ
Закріплення знань методики визначення проектного коефіці-єнта для нових покладів з водонапірним режимом.
Поклади нафти характеризуються великою різноманітністю геологічної будови продуктивних пластів, їх колекторських властивостей, фізичних властивостей нафти і інших факторів, які впливають на величину нафтовіддачі.
Для нових покладів нафти, де за геолого-промисловими даними очікують водонапірний режим, проектний коефіцієнт нафтовіддачі визначають залежно від співвідношення в'язкості нафти і води, проникності колекторів і ступеня неоднорідності продуктивного пласта і його літології. Залежно від літології визначення коефіцієнта нафтовіддачі ведеться окремо для теригенних і карбонатних колекторів.
Ступінь неоднорідності визначають за величинами коефіцієнтів піщанистості (Кп) і розчленованості (Кр) продуктивного пласта. До однорідних пластів відносять такі, для яких Кп дорівнює більше 0,75 і Кр менше 2,1, а до неодно-рідних -- коли Кп менше 0,75, а Кр більше 2,1.
Визначення коефіцієнта нафтовіддачі проводиться за допомогою графіків залежності від співвідношення в'язкості і проникності пласта, побудованих окремо для однорідних і неоднорідних теригенних колекторів (рис.6.1).
У виданих індивідуальних завданнях необхідно визначити проектний кое-фіцієнт нафтовіддачі покладів нафти, які пов'язані з теригенними колекто-рами різного ступеня неоднорідності містять нафту різної характеристики.
Для визначення проектного коефіцієнта нафтовіддачі даються наступні вихідні дані:
а) розрізи пробурених пошуково-розвідувальних свердловин в межах продуктивного інтервалу, які характеризують неоднорідність продуктивного пласта;
б) дані про проникність продуктивного пласта в окремих свердловинах;
в) дані про в'язкість пластової води.
На покладі пробурено 11 свердловин, план розташування яких показано на рис. 6.3.
Рисунок 6.3 -- План розташування свердловин (для побудови карти проникності)
Проникність колекторів показана, в таблиці 6.1, дані про загальну і ефективну товщини пласта в таблиці 6.2. В'язкість нафти в пластових, умовах дорівнює 4,8 Па*с, в'язкість пластової води -- 1 Па*с.
Завдання: визначити проектний коефіцієнт нафтовіддачі.
Таблиця 6.3 -- Визначення проникності і площі
Середня проникність порід між сусідніми ізолініями, мкм2
Площа між двома сусідніми ізолініями, м2
Визначаємо співвідношення в'язкостей нафти і води в пластових умовах:
Підставляючи значення і в формулу (6.4) визначаємо:
Визначаємо проектний коефіцієнт нафтовіддачі.
За одержаними величинами коефіцієнтів Кп і Кр встановлено, що пласт неоднорідний або однорідний, тому для визначення коефіцієнта нафтовіддачі користуємось графіком, зображеним на рисунку (6.1) або (6.2). У нашому при-кладі знаходимо величину по кривій, яка відповідає проникності (0,102-0,306 мД) при Він дорівнює 0,47.
1. Що таке коефіцієнт піщанистості?
2. Які пласти вважаються однорідними а які неодно-рідними?
1. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. -- М.: Недра, 1970.
Дослідження еколого-геохімічних особливостей підземних вод Зовнішньої зони Передкарпатського прогину та їх оцінка як промислової сировини для вилучення корисних компонентів. Умови формування артезіанського басейну. Сфери використання мікроелементів. курсовая работа [59,8 K], добавлен 26.08.2014
Загальна характеристика свердловини №94 Спаського родовища нафти, Аналіз чинників забруднення навколишнього природного середовища при її будівництві. Розрахунок обсягів усіх видів відходів на підприємстві. Сучасні природоохоронні заходи, їх ефективність. курсовая работа [2,2 M], добавлен 13.04.2011
Фізико-географічна характеристика Пинянського газового родовища. Геологічні умови зовнішньої зони Передкарпатського прогину. Водоносні комплекси та водотривкі породи. Геологічна будова та газоносність Пинянського родовища, мінералізація пластових вод. дипломная работа [981,1 K], добавлен 18.02.2012
Рідини і їх фізико-механічні властивості. Гідростатичний тиск і його властивості. Основи кінематики і динаміки рідини. Гідравлічний удар в трубах. Гідравлічний розрахунок напірних трубопроводів. Водопостачання та фільтрація, каналізація та гідромашини. курс лекций [3,1 M], добавлен 13.09.2010
Вибір типу і марки водопідйомного обладнання, розрахунок конструкцій свердловини. Вибір способу буріння та бурової установки, технологія реалізації, цементування свердловини та його розрахунок. Вибір фільтру, викривлення свердловини та його попередження. курсовая работа [3,3 M], добавлен 11.04.2012
Будова океанічних рифтів, серединно-океанічні хребти і рифтові зони світового океану, рифтогенез. Особливості вивчення рифтових зон Землі в шкільному курсі географії. Місце "Теорії літосферних плит та рифтогенезу" в структурі поурочного планування. дипломная работа [1,8 M], добавлен 28.11.2010
Загальні відомості про родовище: орогідрографія, стратиграфія, тектоніка, нафтогазоводоносність. Характеристика свердловин, розрахунок і проведення прямої промивки піщаної пробки. Охорона праці та довкілля. Економічна доцільність промивки піщаної пробки. дипломная работа [174,6 K], добавлен 07.09.2010
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Геологічні основи розкриття продуктивних пластів лабораторная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Отчет По Производственной Практике По Анализу
Курсовая работа по теме Самураи: образ жизни и стиль мышления
Сочинение: Финансы домохозяйств
Курсовая работа по теме Доказательство туристической привлекательности США. Мировые туристические центры США
Прекрасная Дама В Лирике Блока Сочинение
Курсовая работа по теме Понятие избирательной системы и избирательного права
Чацкий И Фамусовское Общество Сочинение Рассуждение
Реферат: Государственное регулирование внешнеэкономической деятельности 5
Реферат: Логика права и правосознание
Дипломная работа: Организация работы по управлению персоналом на предприятии ООО "Кристалл" и пути ее совершенствования
Реферат На Тему Анестезия Газообразными Анестетиками
Реферат по теме Строгание
Реферат: Литературный язык 3
Чем Опасно Непонимание Сочинение
Изображение Революции В Поэме Блока 12 Эссе
Реферат: История происхождения рубля
Реферат На Тему Особенности Музеефикации И Культурный Туризм
Реферат: Eutanasia Essay Research Paper Euthanasia Sue Rodriguez
Сочинение Рассуждение Нужны Ли Праведники Сегодня
Реферат: История Армении (от 2107 г. до н.э. по 1828 г.). Скачать бесплатно и без регистрации
Учет основных средств и нематериальных активов - Бухгалтерский учет и аудит шпаргалка
Радиация и человек - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда курсовая работа
Что важно знать о контрацепции простым языком - Биология и естествознание реферат