Прогнозування подальшої розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Прогнозування подальшої розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища

Історія розвідки й розробки родовища. Геолого-промислова характеристика покладу. Стратиграфія, тектоніка, нафтогазоводоносність. Колекторські та фізико-хімічні властивості покладу. Запаси нафти та газу. Аналіз технології і техніки експлуатації свердловин.


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.

Міністерство освіти і науки України
" НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВ А ПРОДУКЦІ Я "
"Прогнозування подальшої розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища"
візейський поклад свердловина стратиграфія
У різні роки в районі Прилуцької площі проводилися геолого-зйомочні, геофізичні і бурові роботи. Так в 1951 році північніше міста Прилуки проводилася гравіметрична зйомка, якою було виявлено мінімум сили тяжіння.
У 1953-54 рр. електро-розвідувальними роботами, виконаними в районі Прилуцького мінімуму сили тяжіння, по опорному горизонту високого опору обуло зафіксовано підняття шарів, що оконтурювалося ізолінією мінус 4000 м.
У 1954-55 рр. структурно-картувальним бурінням, проведеним на обширній території міжріччя Удаю і Орлиці, на півночі досліджуваного району південно-східна частина Ольшанського прогину, південно-західніше, якого намітилося Прилуцьке підняття.
У кінцевому своєму виді Прилуцьке підняття було виявлене, вивчене і підготовлене для глибокого буріння сейсморозвідкою, що проводилася в 1955-56р. по даним сейсморозвідки було складено структурні карти по трьом горизонтам (юра, тріас Тj, карбон Сi) в масштабі 1: 50000, на яких знайшла своє відображення Прилуцька структура. Найбільш ярко ця структура виражена покладах палеозою, по яким вона малюється в вигляді крупної брахиантиклінальної складки північно-західного простягання, розбитої диз'юнктивними порушеннями на ряд блоків. Розміри структури: по великій осі 17 км, по короткій осі-14 км. у 1958-60 рр. на Прилуцькій площі було проведено структурно-пошукове буріння, яке підтвердило наявність Прилуцького підняття, виявленого геофізикою, уточнили його будову по крейдовим С і юрським відкладам. У 1959 році трестом "Чернігівнафтогазрозвідка" Прилуцька площа, булла введена в глибоке розвідувальне буріння. У 1959 році свердловиною №1 було встановлено нафтоносність Прилуцької структури, а в 1960 році в свердловині №4 із візейських відкладів був отриманий фонтан нафти дебітом в 240 т/добу на 10 мм штуцері і таким чином було доведено промислове значення Прилуцького нафтового родовища. Окрім візейського нафтового покладу, по даним промислово-геофізичних досліджень керна і досить обмеженим даним випробування свердловин, що були проведені в 1962 році, ряд нафтоносних горизонтів виділяється серед відкладів серпухівського і башкирського ярусів. Але ці горизонти на той час були слабо вивчені і їх промислову цінність було доведено пізніше.
Підрахунок запасів нафти і газу по Прилуцькому родовищі було проведено в 1964 році, у цьому ж році по Прилуцькому родовищу було складено та затверджено "Технологічний проект розробки Прилуцького родовища" на основі запасів нафти.
Родовище відкрито Пирятинською конторою розвідувального буріння І тресту "Чернігівнафтогазрозвідка" в липні 1960 року. У 1961 році був введений в експлуатацію горизонт В14+15. У 1966 році була розпочата розробка горизонту Б1 та В16, в 1973 році - В13 і С 8+9 . У даний час Прилуцьке нафтове родовище розробляється на основі уточненого проекту розробки, складеного ВАТ "Український нафтогазовий інститут" в 1996 році та проектних рекомендацій. Башкирський, серпухівський та візейський горизонти розробляються на природному пружно-водонапірному режимі.
У геологічній будові Прилуцького родовища беруть участь відклади девонської О, кам'яновугільної С, пермської Р, тріасової Т, юрської І, крейдової К, палеогенової Р, неогенової 14, четвертинної систем. Максимальна товщина осадового чохла, розкритого свердловинами перевищує 4000 м.
Продуктивними є відклади башкирського ярусу середнього карбону Сг, а також серпухівського та візейського ярусів нижнього карбону Сі.
Візейський ярус залягає на розмитій поверхні турнею. Представлений утвореннями нижньо- та верхньовізейського підярусів.
Нижньовізейські відклади являють собою переважно вапняки та аргіліти з прошарками алевролітів і пісковиків. У верхньому візеї переважають аргіліти, котрі містять прошарки вапняків, пісковиків та алевролітів, до яких приурочені промислові скупчення нафти. Пісковики сіробарвні - від світло-сірих, майже білих, до темно-сірих, дрібно - і середньозернисті, польовошпатово-кварцові, слюдисті, щільні. Алевроліти сірі, глинисті, слюдисті. Вапняки сірі і темно-сірі, кристалічні, місцями глинисті, на деяких ділянках доломітизовані, щільні, інколи тріщинуваті. Аргіліти темно-сірі, до чорних, вапнякові, алевролітисті, слабко слюдисті. Вік порід встановлено на основі комплексу мікро фауни та даних спорово-пилкового аналізу. Товщина коливається від 350 до 455 М.
Серпухівський ярус. Відклади залягають на розмитій поверхні верхнього візею і представлені аргілітами, які містять декілька верств алевролітів та пісковиків. Алевроліти та пісковики сірі, глинисті, місцями дуже глинисті. До прошарків, що залягають в підошві розрізу, приурочені промислові скупчення нафти. Вік порід датується на основі спорово-пилкового комплексу.
Башкирський ярус. Осадки башкирського ярусу залягають на розмитій поверхні серпухівських відкладів. За літологічними ознаками, комплексом мікро- фауни та даними спорово-пилкового аналізу вони поділяються на дві товщі, які відносяться до верхньо- та нижньобашкирських підярусів. Нижня товща складається з мікрозернистих глинистих щільних вапняків, інколи тріщинуватих, котрі вміщують прошарки темно-сірих аргілітів і поодинокі невитримані проверстки пісковиків. Верхня товща складена з "темно-сірих вапнякових аргілітів, котрі чергуються з прошарками пісковиків, алевролітів, зустрічаються також проверстки доломітизованих вапняків. У ряді свердловин пісковики вафтонасичені. Товщина відкладів башкирського ярусу коливається від 260 до 300 м. Продуктивна частина відкладів Прилуцького родовища літологічно представлена чергуванням пісковиків, аргілітів, рідше алевролітів, зустрічаються також поодинокі тонкі прошарки вапняків, які витримані по простяганню і є жореляційними реперами. Характеристика пластів проводиться на основі фактичного матеріалу літолого-петрографічного вивчення порід і дослідження їх властивостей по керну, даних промислової геофізики, випробувань і досліджень свердловин.
Прилуцьке нафтове родовище знаходиться в південній частині розвитку антиклінальних і солянокупольних структур. З південного заходу ця зона межує з південною частиною крила Дніпрово-Донецької западини, в північній - з вентральною. За схемою тектонічного районування фундаменту ця зона відповідає південно-західному крайовому прогину грабена, який з південного заходу межує з моноклінальним схилом Українського кристалічного масиву. З південного сходу - з центральною припіднятою частиною Дніпровського грабена. Південно-західний рогин зчленовується із схилом Українського кристалічного масиву, а також з центральною частиною грабена по регіональних глибинних розломах. Крім того, кристалічне ложе прогину розбите системою поперечних порушень на ряд тектонічних блоків, які утворюють систему горстів і грабенів, що поступово занурюються в південно-східному напрямку. До такого блока - грабена і приурочений район Прилуцького родовища.
Осадовий комплекс даного району також розбитий системою поперечних диз'юнктивних порушень на ряд блоків. При кореляції розрізу свердловини і - аналізі товщин стратиграфічних комплексів виявлено ряд стратиграфічних та кутових неузгодженостей, а також значна кількість порушень скидового типу. Найбільш чітко проявляється доверхньо-пермська кутова і стратиграфічна неузгодженості. Крім неузгодженостей в розрізі відмічається ряд місцевих редукцій товщин деяких свит, котрі є наслідком розвитку внутрішньо-формаційних стратиграфічних неузгодженостей. З цього видно, що Прилуцьке підняття розвивалось неперервно протягом тривалого геологічного часу і зазнало інтенсивного складкоутворення в доверхньо-пермський час. Тоді ж з'явились і основні диз'юнктивні порушення.
У розкритій частині розрізу Прилуцького підняття виділяються два основні структурні плани: нижній доверхньопермський і верхній післяверхньопермський. По верхньому структурному плану підняття більш пологе і розбите на низку мілких блоків. Найбільш піднята його частина знаходиться в районі свердловини № 16. По нижньому структурному плану складка має чіткішу форму. Куш падіння порід збільшуються. Пологішим стає південно-західне і більш крутим північно-східне крило. Амплітуди порушень значно зростають і з'являються нові порушення. Склепіння складки зміщується в район свердловин № 13,23,25,26,27.
Прилуцька структура являє собою асиметричну брахіантиклінальну криптодіапірову складку північно-західного простягання. Розміри складки по башкирських відкладах 5x3,5 км. Кути падіння порід південно-західного крила по мезозойських відкладах 1-2°, по палеозойських - 10-12°. Північно-східне крило крутіше - кути зростають від 1° в мезозої до 12-14° в палеозої.
Внаслідок інтенсивного проявлення соляної тектоніки на Прилуцькому піднятті утворились багаточисельні скидові порушення повздовжнього і поперечного напрямків. Деякі площини скидання мають зустрічне падіння, утворюючи в склепінні грабен просідання, характерний для солянокупольних структур. Найбільша кількість порушень відсікається в відкладах мезозою та І верхнього палеозою, котрі зазнали максимального розтягу. З глибиною їх кількість значно зменшується. Виділення порушень в свердловинах проводилось шляхом співставлення каротажних діаграм та їх детальної площинної кореляції. Випадання з розрізу тих чи інших його частин було підставою для виділення І вирушень. Всього на родовищі прослідковується 7 порушень в башкирських відкладах, 7 - в серпухівських, 6 - в верхньо-візейських та 4 - в турнейських і девонських відкладах. Найбільшими порушеннями, виявленими в межах родовища є порушення І та II, що січуть складку вздовж і впоперек через склепіння по палеозойських відкладах, утворюючи чотири основні блоки: північно-західний, північно-східний, південно-західний і південно-східний. Південні блоки на 150-225 м опущені по відношенню до північних. Найбільш віднятий північно-західний блок, в його межах нафтонасиченими є серпухівські та візейські відклади. Північно-східний блок опущений на 25-100. м по відношення до північно-західного. Нафтоносність в цьому блоці пов'язана з башкирськими, серпухівськими та візейськими відкладами. Крім згаданих двох порушень простежуються декілька дрібніших скидів, що розбивають складку на ряд блоків. Найбільш інтенсивно порушеннями розбите склепіння складки в межах північно-східного блоку.
Скид І підсікається в свердловинах № 6, 12, 13, 14, 18, 20, 22, 23, 25, 33 та ін. і розбиває складку вздовж, проходячи через її склепіння майже в мередіальному напрямку. Падіння площини скидання західне, кути падіння 45 - 80°. Амплітуда скиду 75-100 м.
Скид II має північно-західне простягання, проходить через південну частину склепіння і розкритий свердловинами № 4, 12, 22, 27 в московських та башкирських відкладах, а також в свердловинах № 10, 25, 26, 31 в верхньокам'яновугільних відкладах. Кут падіння скидача 50-60°, амплітуда 50-225 м.
Скид III з кутом падіння 60-70° має північно-східну орієнтацію. Порушення проходить через склепіння складки і підсікається в свердловинах № 28 і 29, утворюючи невеликий грабен просідання.
Скид IV має північно-східне простягання. Амплітуда його змінюється від 25 до 50 м і простежується лише до низів башкирського ярусу. Порушення фіксується в свердловинах № 26 та 27.
Скид V по башкирських відкладах має північне простягання і виділяється в свердловинах № 6 та 14, а в пермських відкладах - свердловиною № 17. Площина скиду має східний напрямок з кутом 30-40° та амплітудою 25 м. Скид чітко простежується і затухає в нижній частині башкиру.
Скид VI проходить західніше свердловини № 3 і охоплює верхньо - та середньокам'яновугільні відклади. Скид південно-західного напрямку, кут падіння 65-70°.
Скид VII трасується в районі свердловини № 5 в нижній частині башкирських відкладів. Амплітуда його біля 25 м. Порушення падає назустріч великому розлому II.
Описані вище основні порушення простягаються в різних напрямках і перетинаючись в склепінні утворюють чотири основні блоки: І, V, VI, VII.
У межах північно-західного блоку І простежується порушення V, яке ділить його на два блоки І і II. У межах північно-східного блоку простежуються порушення III і IV, які ділять блок на блоки III, IV і V. Блоки IV і V виділяються в башкирських відкладах. У візейських відкладах залишаються тільки блоки III і V.
На Прилуцькому нафтовому родовищі виділяють три об'єкти розробки: Б (об'єднує горизонти Б1 Б2, Б3), С (горизонт С8+9) та В (горизонти Віз, Ви, Ві5, В,6).
Горизонт Б1 продуктивний в блоках III і V. Поклад в блоці III має площу 259,84 тис. м і середню нафтонасичену товщину 11,16 м. Початковий ВНК має відмітку - 1420,8 м. У блоці V горизонт нафтонасичений за даними ГДС. ВНК прийнятий на відмітці - 1375,6 м. Площа нафтоносності становить 188,31 тис. м 2 , а середня нафтонасичена товщина - 5,57 м.
Горизонт Б2 продуктивний в блоках III і IV. Поклад в блоці III має площу 162,0 тис. м 2 . Початковий ВНК прийнято на відмітці - 1478,8 м. Середньозважена нафтонасичена товщина - 6,5 м. Нафтонасиченість у блоці IV встановлено за даними промислової геофізики в свердловинах № 25 та № 26. ВНК прийнято на відмітці - 1452,9 м. Площа покладу 174,64 тис. м 2 , середньозважена нафтонасичена товщина - 5,26 м.
Промислова нафтоносність горизонту Б3 виявлена в блоках Ш та V шляхом випробування свердловин. У блоці III початковий ВНК - 1494,2 м. Площа покладу - 29,46 тис. м, середньозважена нафтонасичена товщина - 3,2 м. Поклад в блоці V має площу 347,16 тис. м 2 при середньозваженій нафтонасиченій товщині 9,8 м. Відмітка ВНК - 1468,3 м.
Нафтоносність покладу С 8+9 пов'язана з блоками І та IV. Це доведено випробуванням свердловин. У блоці І площа покладу становить 1829,43 тис. м, а середньозважена нафтонасичена товщина - 10,38 м. У блоці IV - відповідно 988,88 тис. м та 14,42 м. Початковий водонафтовий контакт спільний для обох блоків і проводиться по ізогіпсі - 1690,0 м. Нафтонасиченість даного покладу за ГДС коливається від 0,368 до 0,701. Залишкова нафтонасиченість не визначалася.
Горизонт В13 продуктивний в блоках І та V. Площа покладу в блоці І дорівнює 1635,86 тис. м 2 , середньозважена нафтонасичена товщина - 1,08 м. У блоці V величина становить відповідно 588,12 тис м і 0,83 м. У районі свердловини № 6 відмічається літологічне заміщення колектора на щільні породи.
Горизонт В 14+15 є основним об'єктом розробки на родовищі щодо запасів нафти. Продуктивний в межах блоків І та V. У контурі нафтоносності випробуваний майже усіма свердловинами. У блоці І поклад має площу 1731,61 тис. м 2 при середній нафтонасиченій товщині 21,09 м. Площа нафтоносності покладу в блоці V становить 595,43 тис. м, середньозважена товщина - 16,85 м.
Нафтоносним горизонт В 16в є в блоках І та V. Поклад в блоці І має площу 1143,52 тис. м, а в блоці V - 124,13 тис. м. Середня нафтонасичена товщина становить: в блоці І - 8,01 м, в блоці V - 3,25 м. Продуктивність горизонту В16н встановлена лише в блоці І. Поклад має площу 397,66 тис. м і середньозважену нафтонасичену товщину 9,65 м. Для всіх покладів візейського ярусу прийнято спільний водо нафтовий контакт, відмітка якого - 1735,0 м.
Горизонт С 8+9 розкритий всіма свердловинами. Загальна товщина горизонту коливається від 27 до 48 м, ефективна нафтонасичена товщина від 10,4 до 12,0 м. З відбором керну пробурено свердловини № 2, 3, 6, 11, 16, 19, 21, 24, 35. Освітленість горизонту керном складає 5,4%. Літологічно горизонт представлений пісковиками, алевролітами, аргілітами і рідко вапняками. Пісковики і алевроліти залягають в покрівлі і підошві горизонту і розділені між собою пачкою аргілітів товщиною 20-30 м. Прошарки досягають товщини від 2-3 до 5-7 м, інколи досягають 16 м.
Відкрита пористість по керну коливається від 0,07 до 0,226. Проникність - від 0,0001 до 0,283 мкм 2 .
Пористість за ГДС коливається від 0,108 до 0,168, нафтонасиченість 0,368 до 0,701. Середньозважене значення пористості складає 0,122, нафтонасиченість - 0,452.
За даними експериментальних досліджень зразків керну, що відібраний з горизонту С8+9 в свердловині № 35, була проведена оцінка гідродинамічних властивостей колекторів. Колектор представлений алевролітами глинистими, горизонтально-шаруватим, польовошпатокварцевим з глинистим гідрослюдистим цементом. Структура алевролітова, текстура тонковерствувата.
Таблиця 1.1 - Гідродинамічні властивості колекторів горизонту С 8+9 . Прилуцького родовища за даними експериментальних досліджень
Таблиця 1.2 - Характеристика порід горизонту С8+9 Прилуцького родовища
Глинистість цементу до 20%. Середня величина коефіцієнту витіснення нафти водою при нульовій газонасиченості оцінюється в 0,42. При цьому нафтонасиченість початкова - 0,534, залишкова - 0,31. З врахуванням коефіцієнту витіснення 0,42 і коефіцієнта охоплення 0,7, коефіцієнт нафтовилучення оцінюється в 0,294. Для розрахунків вилучених запасів нафти горизонту С 8+9 Прилуцького родовища прийняті коефіцієнти нафти 0.294 (Таблиці 1.1, 1.2).
Коефіцієнт динамічної в'язкості нафти при рнас
Коефіцієнт динамічної в'язкості при рпл
Нафти всіх продуктивних горизонтів родовища мають дуже близькі фізико - хімічні властивості. За зовнішнім виглядом нафта Прилуцького родовища являє собою темно - коричневу, майже чорну, непрозору рідину. Згідно з класифікацією вона є легкою, малосірчистою, парафінистою, смолистою. За груповим складом відноситься до метано-нафтенового типу.
Таблиця 1.4 - Фізико-хімічні властивості та фракційний склад розгазованої нафти серпухівського ярусу
Коефіцієнт кінематичної ^язкості при 20°С, хІО 6
Фракційний склад (розгонка по Енглеру): початок кипіння
Основні показники фізико-хімічних властивостей дегазованої нафти змінюються в таких межах і мають такі середні значення:
густина коливається від 818 до 851 і в середньому становить 829 кг/м;
коефіцієнт кінематичної в'язкості при°С20 - 8,24-23,0; середня 11,91*10 6
вміст силікагелевих смол змінюється в межах 2,04-10,9 при середній величині 5,23 %;
асфальтенів в нафтах міститься в середньому 0,46%, інтервал змін - 0,02-2,2;
вміст парафіну становить 1,5-10,0, середнє значення - 4,22 %;
вміст сірки коливається від 0 до 0,8 і в середньому становить 0,19 %;
вміст коксу - 1,3-3,9 при середній величині 2,21 %;
Малюнок 1.1 - Залежність властивостей пластової нафти горизонту С 8+9 Прилуцького нафтового родовища від тиску.
Розгонка на фракції здійснювалась до 300°С. Температура початку кипіння коливається від 38 до 80°С, а для більшості проб вона становить 45 - 70°С. Вихід фракцій до температури 150°С - 10-26 % (в середньому 15 %), до 300°С википає 41-57 % (в середньому 48 %). Вміст масел не визначався.
Залежності властивостей нафти від тиску приведені на малюнку 1.1.
Водоносні горизонти серпухівського ярусу при випробувані свердловин № 1, 3, 16, з котрих отримали дебіти води 27-158,4 м'/добу. Статичні рівні в свердловинах № 3 та № 1 відповідно установилися на глибинах 158 та 210 м.
За хімічним складом води відносяться до хлоркальцієвого типу, хлоридної групи, натрієвої підгрупи. Мінералізація становить 162,7-215,5 г/л.
По хімічному складу води серпухівських відкладів відносяться до хлоркальцієвого типу, хлоридної групи, натрієвої підгрупи. Мінералізація вод коливається в широких межах не дивлячись на те, що це води одного горизонту. Так, в свердловині № 3 мінералізація води складає 162,7 г/л, в той час як в свердловині № 1 мінералізація значно вища і складає 215,5 г/л. По ступеню метаморфізації, води цих двох свердловин також відрізняються одна від одної. У свердловині № 3 метаморфізація води більш висока, ніж в свердловині № 1.
Основними солями являються хлориди натрію і кальцію, що складають 95,7-96,0 %. На частку решти солей припадає тільки 4,0-4,3 %. Концентрація йоду складає 2,12-3,0 мг/л, брому 133,8 мг/л.
Гідротермодинамічні умови залягання нафти не міняються повсьому покладу, так на початковий момент розробки покладу пластовий тиск був рівний 18,7 МПа, температура пласта 65°С; на даний момент розробки температура залишилася незмінною, а пластовий тиск знизився до 12,1 МПа.
Слід відзначити, що у більшості свердловин Прилуцького родовища низьке положення цементного каменя за експлуатаційною колоною (1300-вибій). Тільки двох видобувних свердловинах цементаж експлуатаційної колони було здійснено до гирла свердловини (свердловини № 26, 37).
Замір дебіту рідини, нафти і обводненості продукції
Дослідження характеру насиченості пластів в неперфорованих інтервалах свердловин методом ІННК
Дослідження п'єзометричних і видобувних свердловин, що простоюють (пластовий тиск, статичний рівень, розділ нафта-вода)
Замір об'єму закачки по нагнітальним свердловинам
Замір тиску на усті по нагнітальним та газовим свердловинам
Зняття профілю приймальності і термограми в водо нагнітальних
Зняття індикаторної діаграми (не менше 4-х точок) по нагнітальним свердловинам
Дослідження герметичності експлуатаційних колон видобувних і нагнітальних свердловин
Опресування і відбракування насосно-компресорних труб в свердловинах і гирлового обладнання
Дослідження включають замір продукції свердловин, пластових та вибійних тисків, динамічних рівнів, аналіз фізико-хімічних властивостей нафти, конденсату, води, газу, дослідження фільтраційних властивостей пластів та інше.
Комплекс досліджень свердловин та пластів, котрий виконується на - родовищі співробітниками НГВУ "Чернігівнафтогаз", дає змогу вести аналіз розробки продуктивних пластів і визначати особливості вироблення покладів.
Дослідження в цілому задовільняють вимоги, які ставляться до системи контролю
за процесом розробки родовища та станом фонду свердловин. Перед дослідженнями ставляться такі задачі:
контроль за розробкою видобувних та нагнітальних свердловин (замір видобутку свердловин, визначення обводненості продукції, замір динамічного рівня, гирлових тисків та інше);
контроль за динамікою пластового тиску (замір пластового тиску в п'єзометричних свердловинах);
вивчення характеру насичення колекторів (дослідження методами промислової геофізики, вивчення керну відібраного при бурінні на розчині, що не фільтрується або промивальній рідині з мінімальною водовіддачею);
оцінка ефективності заходів з інтенсифікації видобутку нафти (оцінка коефіцієнта продуктивності, побудова характеристик витіснення);
дослідження фізико-хімічних властивостей нафти, пластової води (лабораторний аналіз проб).
У результаті виконання всіх методів дослідження свердловин та пластів оцінюється ефективність процесу розробки родовища та застосування методів регулювання.
У проекті розробки контроль за розробкою родовища передбачалося проводити з виконанням наступного об'єму робіт:
1. Контрольні заміри дебітів нафти, газу і води.
2. Дослідження глибинно-насосних і газліфтних свердловин для визначення оптимального режиму їх роботи.
3. Визначення приймальності нагнітальних свердловин.
4. Заміри пластового тиску в зупинених свердловинах.
5. Визначення оптичних властивостей нафти при заводненні покладу.
Намічені заходи в основному виконуються.
Не регулярно проводяться заміри пластового тиску через неможливість довготривалої зупинки свердловини на їх відновлення. Дані про проведення досліджень свердловин відображені в таблиці2.4.
На період дорозробки родовища об'єм дослідних робіт слід продовжити в об'ємі передбаченому в проекті розробки з визначенням коефіцієнту світлопереломлення. Враховуючи незначні рівні відборів нафти з покладів та обмежені можливості підприємства, періодичність проведення досліджень на продуктивність, заміри пластового тиску, рівнів рідини, профілів приймальності встановлюється один раз на рік. Особлива увага має бути зосереджена на замірах пластового тиску, а також на зняттях характеристик "до"-"після" під час проведення геолого-технічних заходів з впливу на ПЗП, як один з методів регулювання процесу розробки.
Таблиця2.4 - Об'єми і періодичність проведення дослідницьких робіт.
Контрольний замір дебітів нафти, газу і води.
Дослідження, свердловин для визначення оптимального режиму роботи.
Визначення приймальності нагнітальних свердловин.
Замір пластових тисків в зупинених свердловинах.
Замір динамічних і статичних рівнів рідини в зупинених свердловинах.
Визначення профілів приймальності нагнітальних свердловин.
Дослідження оптичних властивостей нафти.
Мета досліджень свердловин - контроль продуктивності свердловин, (вивчення впливу режиму роботи на продуктивність свердловини та оцінка фільтраційних параметрів пласта, тобто отримання і обробка індикаторної діаграми.
Технологія досліджень полягає у безпосередньому вимірюванні дебіту свердловин і відповідних їм значень вибійного тиску послідовно на кількох попередньо забезпечених усталених режимах (не менше трьох).
Тривалість стабілізації режиму роботи свердловини залежить від фільтраційної характеристики пласта; вона, як правило, встановлюється дослідним шляхом (рядом послідовних вимірів дебіту) і становить від кількох годин до 2-5 діб.
Одночасно визначають газовий фактор і відбирають з викидних ліній або із замірних ємностей проби рідини на обводненість і наявність піску.
Дебіт вимірюють на групових замірних установках типу "Спутник". Дебіт на замірних установках типу "Агат-1".
Пластовий тиск вимірюють в зупинених свердловинах, переважно в період ремонтних робіт, а потім будують графік його зміни в часі, екстраполюючи дату дослідження.
За результатами досліджень будують індикаторні діаграми. Значення дебіту з поверхневих умов перераховують з допомогою об'ємного коефіцієнта Ь, перемножуючи виміряне значення дебіту на об'ємний коефіцієнт.
За словами працівників підприємства на Прилуцькому родовищі постійно проводяться лише дослідження по встановленню динамічного та статичного рівнів в видобувних та п'єзометричній свердловинах.
Солянокислотна обробка пласта і промивка свердловини
Солянокислотна обробка пласта і промивка свердловини
Реакція взаємодії з доломітом виглядає наступним чином:
СаМg (СO 3 ) 2 +4НС1=СаСІ 2 +МgСІ 2 +2Н 2 0+2СO 2
Спочатку в свердловині проводять підготовчі роботи: промивання вибійних пробок, вилучення парафінистих і асфальтенових відкладів тепловою обробкою.
Кислотний розчин закачують по НКТ одним насосом при тиску 6-8 МПа. У момент підходу кислотного розчину до башмака НКТ затрубний простір перекривають і без зупинки продовжують закачування кислотного розчину в пласт і протискуючої рідини. Беруть 0,4-1,5 м 3 розчину соляної кислоти з концентрацією 8-16% з розрахунку на 1 метр ефективної товщини пласта.
Регулювання місця введення кислоти в пласт забезпечують застосуванням пакера, створенням на вибої стовпа високов'язкої рідини, заповненням тріщин пласта водорозчинними або нафторозчинними матеріалами.
Імплозія як метод дії на привибійну зону пласта полягає в наступному: в свердловину на тросі спускається герметична вакуумна скляна колба, потім в інтервалі перфораційних отворів ця колба розбивається і на вибої свердловини створюється раптовий імпульс депресії в пласті - руйнуються мінеральні відклади і перфораційних отворів та ПЗП.
Процес гідравлічного розриву пласта проводиться з метою утворення нових тріщин або розширення і розвиток деяких існуючих в пласті тріщин при нагнітанні в свердловину рідини або піни при високому тиску. Для забезпечення високої проникності тріщини заповнюються розклинюючим агентом, наприклад, кварцевим піском. Коли зніметься тиск під дією надлишкового тиску закріплені тріщини замкнуться неповністю, завдяки чому значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу зони пласта з кращою проникністю.
Даний метод досить універсальний, так як застосовується в будь-яких породах, за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної продуктивності свердловин, але й значного її збільшення. Сучасні технології ГРП звичайно передбачають закріплення тріщин приблизно десятьма тонами піску і застосовуються для збільшення поточного дебіту нафтових, газових або приймальності нагнітальних свердловин в низькопроникних (0,05 мкм2) пластах товщиною не менше п'яти метрів, які залягають на глибинах до 3500 м, а також в пластах з дещо більшою проникністю, але забрудненою привибійною зоною.
На свердловинах Прилуцького родовища проводиться теплова обробка свердловин і застосовується вона при очищенні привибійної зони свердловини та насосних компресорних труб і підземного обладнання від асфальтеносмолопарафіністих відкладів для зменшення гідравлічних опорів. З цією ж метою використовують і поверхнево активні речовини.
Прилуцьке родовище вміщує велику кількість залишкової нафти, запаси яка неможливо видобути на поверхню традиційними методами.
Тому для вилучення залишкової нафти використовуємо один з перспективних методів обробки свердловини - електродинамічний метод. Суть методу полягає в тому, що в свердловинні використовуючи високовольтний імпульсний розряд в свердловинній рідині отримують циклічний імпульсний удар.
Основний ефект від циклічної електродинамічний дії полягає в тому,що хвилі стискання руйнують мінеральні відклади в зоні перфораційних отворів. Потім хвилі стиснення, багаторазово відбиваючись, трансформуються в хвилі напруги - розтягування, розвивають або утворюють нові тріщинні канали. Перепади тисків імпульсів впливу змінюються почергово по величині і напрямку в результаті чого рідина переміщується з застійних зон в зони активного дренування.
У даний час цей метод застосовується в свердловинах, що експлуатують візейський горизонт так як він знаходиться на пізній стадії розробки.
Аналізуючи результати проведення різних методів дії на привибійну зону пласта робимо висновок, що ефективними методами на Прилуцькому родовищі є гідравлічний розрив пласта, імплозія та новий метод дії на ПЗП для вилучення залишкової нафти - електродинамічний метод дії на пласт.
Відновився режим роботи свердл-ни (ВРРС)
Солянокислотна обробка пласта і промивка свердловини
Солянокислотна обробка пласта і промивка свердловини
Історія розвідки та розробки родовища. Загальні відомості, стратиграфія, тек
Прогнозування подальшої розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Некоторые вопросы организации физического воспитания в педагогическом вузе
Курсовая работа: Психологические причины формирования детской тревожности
Дипломная работа по теме Разработка проекта по внедрению информационной системы для управления партнерской программой в компании 'amoCRM'
Контрольная Работа На Тему Полномочия Рф И Субъектов
Мы Для Итогового Сочинения Замятин Краткое Содержание
Дипломная работа по теме Формирование ассортимента и оценка функциональных свойств современных телевизоров, реализуемых в магазинах 'Контур Будущего'
Реферат: Пластичность организма как основа приспособления его к условиям среды
Курсовая работа: Из каких идей родилась социология: интеллектуальные истоки новой науки
Дипломная работа: Учёт и анализ доходов и расходов коммерческого предприятия на примере ООО "СуперСтрой-Уфа"
Сочинение На Тему Выходные С Семьей
Реферат: Роль и применение углеводов
Дипломная работа: Гражданско-правовая защита авторских прав
Контрольная Работа 2 Класс За Первую Четверть
Реферат: Гипотеза лингвистической относительности Сепира — Уорфа
Профилактика Гиповитаминозов Реферат
Доклады На Тему Бінарні Сполуки
Реферат по теме Проблема вечности в философии
Реферат Основные Категории Педагогической Этики
Контрольная работа: Смысловое восприятие речи. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Понятие и виды правомерного поведения и правонарушений
Система управления и организация учета дебиторской задолженности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Теория катастроф Кювье Ж.Л. - Биология и естествознание курсовая работа
Главные достопримечательности Сухума - География и экономическая география презентация