Гидродинамическое моделирование объекта ЮВ 1 Тайлаковского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Гидродинамическое моделирование объекта ЮВ 1 Тайлаковского месторождения

Характеристика месторождения. Анализ показателей разработки объекта ЮВ1 Ван-Еганского месторождения, показателей работы фонда скважин и выполнения проектных решений. Характеристика проекта "Выполнение ГРП", его основные технико-экономические показатели.


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.


В административном отношении Ван-Еганское месторождение входит в состав Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
В орогидрографическом отношении площадь работ представляет собой пологохолмистую равнину, наиболее высокие отметки которой приурочены к холмисто-моренной возвышенности урочища Аганская Гора. Это урочище представляет собой наиболее возвышенную часть Обь-Аганского междуречья, круто обрывающуюся в сторону долины р. Оби и полого опускающуюся на север к р. Аган. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 70 до 105 м.
Площадь дренирована многими реками-притоками р. Аган. Наиболее крупными из них являются реки: Ван-Гуньеган, Ваньеган, Негус-Яун, Ай-Пысес_Еган, Гуньеган. Реки несудоходны, глубина их 1 - 2 м, скорость течения 0,6 - 1,0 м/сек. Наибольшей заболоченностью и развитием озер отмечаются бассейны рек Ваньеган и Ван-Гуньеган. Болота открытые, с мощной (до 7 - 10 м) торфяной подушкой. Среди множества мелких и средних озер наиболее крупным является озеро Люлик-Лор, расположенное на северо-востоке Ваньеганской площади.
Лесные массивы располагаются на большей части площади работ и представлены елью, березой, сосной, кедром, осиной. Высота деревьев достигает 20 м, диаметры стволов 0,26 м. На заболоченных участках растительность представлена угнетенным лесом. Климат района резко континентальный, с непродолжительным и теплым летом, длительной и суровой зимой. Наиболее высокие температуры наблюдаются в июле (+35 о С), наиболее низкие - в январе (-49 о С), среднегодовые температуры 0,6 - 0,2 о С. Преобладающее направление ветров - западное и северо-восточное. Главное влияние на погодные и климатические условия зимой оказывают арктические массы воздуха, летом - южные и юго-западные ветры Казахстана и Средней Азии. Среднегодовое количество осадков около 450 мм, большее количество которых выпадает весной и осенью. Толщина снежного покрова значительна, достигает 70 - 80 см на открытых пространствах и 120 - 160 см в лесу. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Ледостав на реках наступает в конце октября, ледоход - в начале мая. Толщина льда на реках и озерах достигает 20 - 70 см, болота промерзают на глубину 15 см.
В экономическом отношении район развит слабо и малонаселен. Плотность населения составляет менее одного человека на 1 квадратный километр. Населенных пунктов непосредственно на площади работ нет. В 40 км севернее расположен поселок нефтяников Радужный, в 50 км на север, северо-запад находится небольшой хантейский поселок Кож-Ран-Пугол, а в 60 км на северо-запад - поселок Варьеган. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Нижневартовск и г. Мегион, расстояние до которых по прямой 100 и 110 км соответственно.
Поиски и разведка нефтяных месторождений, а также их состояние привело к бурному росту населенных пунктов и развитию промышленности в районе.
Основная масса населения занята на работе в нефтеразведочных, нефтедобывающих, строительных и транспортных организациях.
Основными видами транспорта в районе являются автомобильный и авиационный. С юга на север площадь работ пересекает автодорога с бетонным покрытием, соединяющая нефтяные промыслы Северо-Варьеганского, Варьеганского, Тюменского и других месторождений с г. Нижневартовском. Гуньеганское месторождение соединяется автодорогой с Хохряковским месторождением. Доставка срочных грузов производится вертолетами.
Параллельно автомобильной дороге через площадь работ проходит межпромысловый нефтепровод от Вынгапуровского месторождения через Варьеганское, Ваньеганское и другие нефтяные месторождения к Белозерному ЦПС в г. Нижневартовске, а в 15 - 45 км от трассы нефтепровода проходит газопровод Вынгапуровское месторождение - Белозерный ГПЗ. Кроме того, газопровод соединяет Тюменскую группу месторождений с Хохряковским ЦПС.
Электроснабжение района осуществляется Тюменской ТЭЦ и Сургутской ГРЭС.
Ближайшими к площади работ месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ являются Гуньёганское и Тюменское (в 20 км к юго-востоку), Варьеганское (в 60 км севернее), Новомолодежное (в 40 км к западу), Мало-Черногорское (20 км юго-западнее).
По площади Нижневартовского района гидрогеологические условия горизонта осложнены присутствием многолетнемерзлотных пород (ММП), распространение которых носит прерывистый характер. Многолетнемерзлые породы делят горизонт на два пласта - верхний и нижний. По классификации Н.И. Толстихина выделяются следующие типы подземных вод: надмерзлотные и подмерзлотные.
Новомихайловский горизонт (надмерзлотный) залегает на глубине 100-120 м, представлен прослоями глин, алевролитов, тонко- и мелкозернистых песков. Эффективная мощность горизонта 8-43 м. Подошва пласта подстилается толщей пород многолетней мерзлоты или песчано-глинистыми осадками атлымской свиты.
Атлымский подгоризонт (подмерзлотный) залегает на глубине порядка 200 м. Водонасыщенными отложениями являются пески - рыхлые, серые, желтовато-серые, мелко- и тонкозернистые, глинистые, кварц-полевошпатового состава. Эффективная мощность горизонта до 35 м. Водоносный горизонт подстилается глинами тавдинской свиты.
В санитарно-бактериологическом отношении воды здоровые. Отмечается повышенное содержание железа - от 1 до 5 мг/л.
Источниками временного водоснабжения буровых на месторождениях могут служить притоки р. Аган, протекающие через площадь работ, а также многочисленные озера.
Обзорная карта района представлена на рис. 1.1.
Как видно из таблицы 1.1 Ван-Еганское поднятие было впервые выявлено в результате сейсморазведочных работ МОВ в 1966 году (с/п 15/65-66).
Начиная с 1995 года, на месторождении начали проводить 3Д сейсмоисследования. Первые работы МОВ ОГТ 3D в северной части месторождения были проведены предприятием ОАО «Тюменнефтегеофизика». В результате первых 3Д сейсмоисследований было детально изучено геологическое строение северной части Ван-Еганского месторождения. Выявлена и подготовлена к бурению структура Северная.
Далее в центральной части месторождения работы МОВ ОГТ 3D были проведены в 2000-2001 годах предприятием Сибнефтегеофизика. В 2003-2004 годах в южной части месторождения геофизические исследования 3Д провело предприятие Татнефтегеофизика.
Таблица 1.1 Сведения о геолого-геофизической изученности района работ
Год проведения работ, организация, партия, авторы отчета
1990-1991 гг., ПГО «Ханты-Мансийскгеофизика» с/п 72/90-91. Салькова Л.Д.
Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ. М_б 1:50 000
Детализировано геологическое строение нефтяного месторожде-ния Щучье, которое прилегает к Ван-Еганскому месторождении. с запада.
1991-1992 гг., ТГФП «Тюменнефтегеофизика», с/п 15/90-92. Вохмин М.И.
Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ. М_б 1:50 000
Детализировано геологическое строение краевых частей Варь-еганского, Ван-Еганского и Ай-Еганского нефтяных место-рождений. Подтверждено аномальное строение отложений баженовской свиты. Рекомендовано бурение 5 разведочных скважин.
1995-1996 гг., ОАО ТНГФ, СП «Ваньеганнефть», с/п 20/95-96. Невидимова А.Ф.
Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ3D. М_б 1: 25 000
Детально изучено геологическое строение северной части Ван-Еганского месторождения. Выявлена и подготовлена к бурению структура Северная. Рекомендовано бурение скважины 162
1999-2000 гг., ОАО ННГФ, НПРГ-I, ООО «НИККГИС», Беспечный В.Н., Лебедев М.В. и др.
Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ. М_б 1:50 000
Детально изучено геологическое строение южной части Ван-Еганского месторождения. Выявлена и подготовлена к бурению структура Южная. Рекомендовано бурение поисковой скважины.
2000-2001 г. г., Сибнефтегеофизика, с/п 3/2000 - 01. Кулагин С.И., Лебедев М.В., Евдокимов А.А. и др.
Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ3D. М_б 1: 25 000
Создана единая модель распро-странения «J 1 » - «Pz» отложений Варьеганского мегавала, подготовлены перспективные объекты в доюрском основании и осадочном чехле
2003-2004 гг. Татнефтегеофизика, с/п
Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ3D. М_б 1: 25 000
Детально изучено геологическое строение южной части Ван-Еган-ского месторождения.
В 1971 году в Мегионской нефтеразведочной экспедиции был составлен проект поисково-разведочного бурения на Ван-Еганскую площадь, в 1972 году - на Югорскую площадь. Проектирование велось на основе структурной карты по опорному отражающему горизонту «Б», построенной по материалам сейсмопартии 7/69-70.
Основной задачей поисково-разведочного бурения на Ван-Еганской площади являлось изучение нефтегазоносности сеноманских, аптских, готерив-барремских, валанжинских и юрских отложений. Поисковое бурение проектировалось провести с целью оценки газонефтеносности разреза в пределах замкнутого контура структуры (изогипса -2600 м) до глубины 3200 м. Предусматривалось бурение 3 поисковых скважин вдоль длинной оси складки и 5 разведочных скважин, две из которых входят в профиль в крест простирания структуры, остальные три скважины расположены в различных структурных условиях. Общий проектируемый объем бурения составлял 21450 м.
На 1.01.1979 года на Ван-Еганском месторождении было пробурено 11 поисково-разведочных скважин общим метражом 26828 м, из которых одна скважина 112Б пробурена только до вскрытия пласта ПК 1-2 . В результате проведенного бурения в пределах Ван-Еганской площади было выявлено 10 залежей нефти и газа.
В 1979 году в Тюменской тематической экспедиции Главтюменьгеологии был составлен Геологический проект доразведки Ван-Еганского месторождения. Проект предусматривал, оконтуривание уже выявленных залежей нефти и газа, а также поиск и разведку новых залежей углеводородов промышленного значения, наличие которых в разрезе юрско-сеноманских отложений предполагалось, исходя из результатов проведенного глубокого бурения на Ван-Еганской площади, а также на соседних с ней площадях. На дату составления отчета по первоначальному подсчету запасов на Ван-Еганском месторождении в 1986 году была пробурена 51 скважина (с учетом Югорской площади), в том числе 9 поисковых.
Испытания пласта ЮВ 1 2 (объекты испытания 3 и 4) принесли положительные результаты. Сначала из интервала 2606,0-2610,0 м получен приток нефти дебитом 7,3 м 3 /сут., а затем из интервала 2598,0-2601,0 м также получают приток нефти дебитом 3,1 м 3 /сут., получен приток пластовой воды дебитом 51,9 м 3 /сут. (интервал 2634,0-2638,0 м).
В результате опробования пласта ЮВ 1 1 (объекты 5 и 6) ещё раз была подтверждена газовая шапка в этом пласте.
Таблица 1.2. Краткая история открытия залежей нефти и газа на Ван-Еганском месторождении
Результаты испытания, (дебит нефти, воды - м 3 /сут., газ - тыс. м 3 /сут.)
г+к - 32,5 тыс м 3 /сут. (шайба 18,6 мм)
нефть - 3,2, газ - 17,07 (13 мм шайба)
нефть - 1,16 (депрессия 81,65 кгс/см 2 )
В 1990 г. ВНПО «Сибнефть» представило «проект доразведки Ван-Еганского месторождения», в котором обосновало бурение 16_ти поисково-разведочных скважин общим объемом 46900 п. м. Авторы проекта доразведки предложили сконцентрировать геологоразведочные работы на слабо изученных северной и южной периклиналях Ван-Еганской брахиантиклинальной структуры. В центре внимания авторов - слабо изученная «приконтактная» зона (базальные слои юры - кровля палеозойского основания). Предлагается проблемы поисков новых скоплений нефти и газа в природных резервуарах нижней юры, коры выветривания Pz и кровле палеозоя решать путем бурения поисково-разведочных скважин, а доразведку пластов ЮВ 1 , ЮВ 2 и неокома - в процессе эксплуатационного бурения ряда опережающих оценочных эксплуатационных скважин, а также «доуглублением» ряда скважин. Это был самый масштабный проект доразведки Ван-Еганского месторождения, выполненный в традициях больших по объему геолого-разведочных работ «Главтюменьгеологии». К сожалению, полностью его реализовать не удалось, но основные идеи были приняты и получили развитие в последующих проектах и программах доразведки.
Геологоразведочные работы, проведенные на месторождении, можно разделить на три этапа по значению:
· I этап (1973-1978 гг.) - связан с поисками залежей и оценкой их промышленного значения;
· II этап (1978-1986 гг.) - это промышленная разведка залежей меловых и юрских отложений с целью их оконтуривания и получения необходимых геолого-промысловых материалов для подсчёта запасов по промышленным категориям;
· III этап (1986-2004 гг.) - доразведка с задачами оконтуривания выявленных залежей УВ, уточнения нефтегазоносности осадочного разреза и подсчётных параметров продуктивных пластов.
Анализируя геологоразведочные работы на месторождении, необходимо отметить следующее:
· сейсмические построения по основным отражающим горизонтам достаточно надежно согласуются с данными бурения по продуктивным пластам;
· по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания уточнены геологическое строение, нефтегазоносность разреза, контуры залежей, подсчетные параметры и балансовые запасы УВ;
· открыты новые залежи УВ во всех группах пластов от ЮВ до ПК по материалам ГИС и результатам опробования большого числа скважин;
· залежи УВ в продуктивных пластах подготовлены для составления технологической схемы разработки и дальнейшей реализации разработки с учетом расширения границ залежей и увеличения начальных запасов нефти.
К недостаткам геологоразведочных работ следует отнести то, что не все залежи продуктивных пластов оконтурены и в связи с этим рекомендуется на всех частях структуры продолжать геологоразведочные работы.
Основными особенностями Ван-Еганского месторождения являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела, широкий спектр фазовых состояний залежей УВ, а также значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов, обусловленная фациальной гетерогенностью соответствующих отложений. Общая мощность продуктивной части разрезе осадочного чехла достигает 1885 м. Согласно подсчету запасов 1986 г. в продуктивных пластах было выявлено 59 газовых, нефтегазовых и нефтяных залежей. Площадь многих из них была невелика и ограничивалась присводовой частью структуры.
По характеру насыщения продуктивные пласты были сгруппированы следующим образом:
- пласты ПК 3 , ПК 4 , ПК 6-7 , ПК 10 , ПК 11 1 , ПК 11 2 , ПК 12 1 , ПК 12 2 , ПК 13 , ПК 14 , ПК 17 , ПК 17 2 , ПК 18 , ПК 19 покурской свиты;
- пласты А 1 1 , А 1 2 алымской свиты;
- пласты А 5 , А 6 , А 7 , Б 1 1 , Б 3 1 , Б 3 2 , Б 4 , Б 6-7 вартовской свиты;
- пласты Б 8 0 , Б 8 2 , Б 9 1-2 , Б 10 2 , Б 11 , Б 13 мегионской свиты;
- пласты А 3 , А 4 , А 6 1 , А 6 2 , А 7 0 , А 8 0 , А 8 1 , Б 1 2 , Б 2 1 , Б 2 2 , Б 5 вартовской свиты;
- пласты Б 8 1 , Б 16-17 , Б 18-19 , Б 20-21 мегионской свиты;
- пласты Ю 1 1-2 васюганской свиты.
Газовые: (включая газоконденсатные):
- пласты ПК 8 , ПК 9 , ПК 20 , ПК 21 покурской свиты;
- пласты А 6 , А 7 0 , А 8 2-3 и Б 2 2 вартовской свиты.
В дальнейшем, сверх выявленных на дату подсчета запасов залежей при опробовании скважины № 1107 был получен приток газа из интервала пласта АВ 8 , свидетельствующий о наличии здесь еще одной залежи. Было также установлено наличие нефтяной оторочки в пласте АВ 7 0 и газовой шапки в пластах АВ 7 и ЮВ 1 2 .
Большинство залежей относятся к пластовым сводовым, часть - к литологически экранированным. Промышленная нефтегазоносность продуктивных пластов устанавливалась по результатам испытания скважин и интерпретации комплекса ГИС.
В дальнейшем, с выполнением проектных решений Технологической схемы (1990 г.), в процессе эксплуатационного бурения уточнялись размеры залежей, их насыщенность. В результате при оперативном пересчете запасов в период 2003-2004 гг. по многим пластам увеличились площади нефтегазоносности и эффективные насыщенные толщины. Вместе с этим были открыты и дополнительные залежи.
В новом подсчете запасов, который выполняется в настоящее время по состоянию на 01.01.2006 г., претерпели изменение не только размеры залежей, но и другие подсчетные параметры; существенно поменялись модели пластов, их фильтрационные характеристики.
Однако в настоящей работе приняты модели и характеристики пластов, а также их запасы, стоящие на балансе ВГФ.
На балансе ВГФ числятся запасы категорий С 1 и С 2 по сумме двух пластов ЮВ 1 1 + ЮВ 1 2 .
Разработка пласт а велась низкими темпами, в 2010 году по ЮВ 1 1-2 добыто 154 тыс. т нефти при темпе отбора НИЗ в 1.4 %. На пласт ЮВ 1 1 приходится 108.4 тыс. т (70.4 %) от добычи объекта, на пласт ЮВ 1 2 - 45.6 тыс. т. В 2001 - 2003 гг. по пласту ЮВ 1 1 наблюдался рост объемов добычи за счет ввода в эксплуатацию 14 добывающих скважин в средней неразбуренной части залежи (район скважин 146 р_141 р_113 р), в том числе 6 горизонтальных скважин.
По состоянию на 01. 2011 г. накопленная добыча по объекту составила 2433 тыс. т нефти (22.1 % от НИЗ), 503.931 тыс. т конденсата (учтен в нефти) и 2967.951 млн. м 3 растворенного и свобод-ного газа. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0.090 при обводненности 78.9 %.
На пласт ЮВ 1 1 приходится 808.3 тыс. т нефти (33.2 %) от накопленной добычи объекта, на пласт ЮВ 1 2 - 1624.7 тыс. т. (рис. 2.1).
Рис. 2.1 Динамика уровней добычи объекта ЮВ 1 (1-2)
Накопленная добыча нефти на одну действующую добывающую скважину за весь период эксплуатации составляет в среднем 35.3 тыс. т.
Годовые отборы нефти на скважину в течение 2000-2010 гг. находятся в диапазоне 7 - 17 тыс. т/скв (рис. 2.2).
Рис. 2.2. Динамика отборов на одну скважину объекта ЮВ 1 1-2
Безводная добыча по скважинам за весь период разработки, составила 840 тыс. т нефти - 34.5 % от накопленной добычи нефти и 4.7 % от НИЗ. По пласту ЮВ 1 1 безводная добыча составила 152.6 тыс. т (18.9 % от накопленной добычи), по пласту ЮВ 1 2 - 687.2 тыс. т (49.3 % от накопленной добычи).
Рис. 2.3. Динамика дебитов скважин объекта ЮВ 1 1-2
Средний дебит нефти по объекту за период 2000-2010 гг. снизился с 57.3 т/сут до 24 т/сут, дебит жидкости увеличился до 114.6 т/сут (рис. 2.3).
В основном, снижение дебитов нефти с одновременным существенным ростом обводненности отмечается по пласту ЮВ 1 2 . По пласту ЮВ 1 1 дебиты растут при незначительной обводненности. (рис. 2.4).
Рис. 2.4. Динамика дебитов скважин пластов ЮВ 1 (1) и ЮВ 1 (2)
Средний дебит нефти за период 2000-2010 гг. по пласту ЮВ 1 1 увеличился с 19.4 до 26.1 т/сут, по пласту ЮВ 1 2 снизился с 60 до 20 т/сут.
Из 50 скважин, эксплуатировавших пласт ЮВ 1 1 в разное время, 14 вошли с обводненностью 10.7 % - 87 %, в среднем 34 %. По пласту ЮВ 1 2 с начальной обводненностью 7.7 - 66.2 %, в среднем 37.5 %, начинали работать 7 из 34 скважин.
В составе фонда пластов можно отметить существенное количество скважин с невысокими начальными дебитами нефти (до 20 т/сут).
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
Рис. 2.5 Карта состояния разработки пласта ЮВ 1 на 01.01.2011 г.
Расположение скважин, эксплуатировавших пласты ЮВ 1 1 и ЮВ 1 2 отражено на картах текущего состояния разработки и накопленных отборов (рис. 2.5).
Всего на объекте ЮВ 1 1-2 за всю историю работало 69 добывающих скважин.
На 01.2011 г. в добывающем фонде числилось 29 скважин, из них 21 - действующая, в том числе 8 фонтанных и 13 механизированных (ЭЦН). (рис. 2.6.)
В нагнетательном фонде числилась 21 скважина, из них 15 - действующие.
Рис. 2.6. Динамика фонда добывающих скважин по ЮВ 1 1-2
Средний коэффициент использования скважин за период 1992-2003 гг. составлял 0.44, за последние три года - 0.593.
На 01.2011 г. из числа запроектированного в «Технологической схеме…» фонда пробурены 81 добывающая и 93 нагнетательных скважины (51.2 % фонда). Остались непробуренными 124 добывающих и 115 нагнетательных скважин.
На пласте ЮВ 1 1 в добывающем фонде числилась 21 скважина, из них 15 - действующих, в том числе 6 фонтанных и 9 механизированных (ЭЦН). В нагнетательном фонде числилось 14 скважин, из них 9 - действующие. Уровень эффективности работы фонда скважин по пласту низкий. Время работы перешедших скважин составляет в среднем 168 сут.
На пласте ЮВ 1 2 в добывающем фонде числилось 11 скважин, из них 7 - действующих, в том числе 2 фонтанных и 5 механизированных (ЭЦН). В нагнетательном фонде числилось 9 скважин, из них 7 - действующие. Уровень эффективности работы фонда скважин по пласту низкий. Коэффициент использования добывающих скважин с 2000-2010 гг. изменялся от 0.1 до 0.714, составляя в среднем 0.46. Время работы перешедших скважин составляет в среднем 248 сут. Фактические показатели разработки пласта представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1. Фактические показатели разработки пласта ЮВ 1 1-2


Рис. 2.7. Распределение скважин по начальному дебиту нефти
По ЮВ 1 1 это 54.7 % скважин, по ЮВ 1 2 - 46.3 % скважин. (рис. 2.2.3).
На 01.2011 г. 15 скважин пласта ЮВ 1 1 работали с дебитом нефти 6.1 - 58.7 т/сут, в среднем 31 т/сут, с дебитом менее 5 т/сут скважин не было.
Семь скважин пласта ЮВ 1 2 работали с дебитом нефти 4.8 - 56.6 т/сут, в среднем 24.5 т/сут, в том числе 1 скважина с дебитом менее 5 т/сут.
Дебит жидкости по пласту ЮВ 1 1 изменяется от 6.4 до 242.4 т/сут, по пласту ЮВ 1 2 - от 5.1 до 634.6 т/сут.
Обводненность продукции скважин по пласту ЮВ 1 1 изменяется от 2.9 до 93.6 %, составляя в среднем 29.6 %, по пласту ЮВ 1 2 - изменяется от 4.5 до 97.2 %, составляя в среднем 60.4 %.
Характеристика фонда скважин Ван-Еганского месторождения представлена в таблице 2.2.
Таблица 2.2. Характеристика фонда скважин Ван-Еганского месторождения
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) - совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.
Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть / вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).
Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л.С., Щелкачев В.Н., Маскет М., Чарный И.А. и др.
Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах - методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).
Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.
Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).
ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважиных, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:
· в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,
· при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,
· при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.
Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.
Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.
Кривая восстановления давления (КВД)
Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.
Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).
Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только засчёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнуюю зону пласта (конечный участок КВД).
Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.
Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть не фонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.
Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.
КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.
Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.
Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.
Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).
Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.
Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.
Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).
Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции. дипломная работа
Гидродинамическое моделирование объекта ЮВ 1 Тайлаковского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Malcom X And Martin Luther King Essay
Мое Отношение К Ольге Ильинской Сочинение
Дипломная работа по теме Компьютерные преступления в АС, связанные с неправомерным доступом к компьютерной информации: оценка и регулирование рисков
Курсовая работа по теме Валютный контроль в неторговом обороте
Реферат: Меры личной защиты предпринимателя без использования телохранителя
Курсовая Работа На Тему Биология Касатки
Реферат: Влияние транспорта на окружающую среду. Скачать бесплатно и без регистрации
Современные Вооруженные Силы Российской Федерации Реферат
Реферат: Ток в различных средах. Скачать бесплатно и без регистрации
Современные Олимпийские Игры Реферат
Дипломная работа по теме Комплексный анализ показателей прибыли и рентабельности в УПТП 'Фабрика 'Спектр упаковки'
Книга: Аудиторская проверка расчетов с поставщиками,покупателями, дебиторами и кредиторами
Реферат по теме Понятие величины и её измерения в начальном курсе математики
Реферат: Хрустальное стекло. Скачать бесплатно и без регистрации
Роль аллюзий в формировании социокультурной компетенции (на материале англоязычных рекламных текстов)
Реферат: Globalisation Friend Or Foe Essay Research Paper
Курсовая работа по теме Лекарственные растения Джанкойского района
Сга Курсовая Работа Требования
Контрольная Работа По Татарскому Языку 7 Класс
Финансовые Инструменты Курсовая Работа
Биологическая безопасность пищевых систем - Биология и естествознание контрольная работа
Основные понятия синергетики - Биология и естествознание контрольная работа
Характеристика обрушений как чрезвычайной ситуации - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда контрольная работа