Технология подземного ремонта скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общие сведения о месторождении

Месторождение нефти Королевское расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан (рисунок 1.1).

Ближайший населенный пункт - поселок Сарыкамыс, находящийся в 35 км к юго-востоку от месторождения. В 90 км расположен г. Кульсары - административный центр Жылыойского района, в 150 км к северо-западу - центр Атырауской области г.Атырау. Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом. Основной автодорогой республиканского значения является Доссор - Кульсары - Сарыкамыс, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.

Водоснабжение для хозяйственно-бытовых нужд населенных пунктов Жылыойского района, а также вахтового поселка «Тенгизшевройл» (ТШО) осуществляется по трубопроводу из реки Волга через водоочистные сооружения г.Кульсары. Для производственных нужд газоперерабатывающего завода (ГПЗ) водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань - Мангистау.

Электроснабжение населенных пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской и Кульсаринской ТЭЦ. ТШО имеет собственную газотурбинную станцию, от которой электроэнергия подается на производственные объекты и вахтовые поселки.

Нефть с месторождения Королевское поступает на ГПЗ. Расстояние от ГПЗ до поселка ТШО составляет 15 км. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями (КТЛ).

По территории района проходят следующие магистральные нефте-газопроводы:

· магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;

· нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК);

· нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара.

Территория месторождения представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Средняя абсолютная отметка рельефа составляет минус 25 м. Растительность бедная, солончаковая. С востока к месторождению подступают пески Каракума. Речная система отсутствует.

Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до минус 300 С) и жарким летом (до плюс 450С). Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района характерны сильные ветра.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.1 - Обзорная схема

2. Геологическая характеристика месторождения

Королёвское месторождение приурочено к карбонатному массиву ранне- среднекаменноугольного возраста, расположенному на девонском карбонатном основании.

Стратиграфически, вскрытый скважинами на месторождении Королёвское, осадочный чехол представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных. В нём выделяют три крупных литолого-стратиграфических комплекса: надсолевой (верхнепермские-четвертичные отложения), солевой (кунгурские эвапориты) и подсолевой (верхнедевонско-нижнепермские отложения).

Подсолевая карбонатная толща нижнепермско-верхнедевонского возраста по данным сейсмических исследований и пробуренных скважин, имеет сводовую платформенную часть и крутые крылья. В составе карбонатного массива по сейсмическим материалам и данным пробуренных скважин выделены три структурно-фациальные зоны: платформенная (скважины 16, 18, 3483, 3682), склоновая (крыльевая) (скважины 11,19, 22, 9, 10, 3185, 3880, 3882) и дистальная (бассейновая) (скважины 12, 14, 15 и, возможно, 13).

Область распространения подсолевого карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто-карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора. Роль покрышки для залежи нефти выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения артинско-московского возраста и сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса толщиной 375-1887 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом плане месторождение Королёвское расположено в юго-восточной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к восточной части Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформе. На юго-западе структура сочленяется с Тенгизским поднятием, а на севере отделяется узким прогибом в районе скважины 13.

По кровле продуктивного карбонатного резервуара (кровля башкирских отложений) структура Королёвское представляет собой куполовидное поднятие, вытянутое с севера на юг (приложение 2). По сравнению с Тенгизской платформой, плоская платформенная часть на Королевском месторождении относительно узкая и осложнена в южной и восточной частях узкими поднятиями амплитудой 50-100 м. Склоны обрывистые, крутые и осложнены оползневыми сбросами. По оконтуривающей изогипсе минус 4933 м размеры поднятия составляют 8,5Ч4 км. Амплитуда достигает 900м.

Отложения верхней продуктивной толщи( башкирско-серпуховско-окский возраст)

Ранее считалось, что отложения московского яруса в данном районе отсутствуют, и их наличие не подтверждалось палеонтологическими данными. Однако биостратиграфические исследования установили присутствие пород московского возраста в пределах Тенгизского месторождения. На Королевском месторождении по данным ГИС московский горизонт толщиной до 50 м выделен в скважинах 8, 11, 14, 22. Литологическая характеристика пород отсутствует [2].

Породы башкирского яруса в центральной части структуры (скважины 16, 3483, 3882) представлены органогенными и органогенно-детритовыми известняками с разнокристаллическим цементом и прослоями сгустково-комковатых, водорослевых и фораминиферо-водорослевых известняков. Несколько реже встречаются обломочные известняки, основными компонентами которых являются окатанные и полуокатанные обломки известняков серпуховского возраста гравелитовой и крупнопесчанистой размерности, фрагменты криноидей, брахиопод, водорослей и фораминифер. Практически по всему разрезу отмечается наличие межзерновой пористости. В верхней части разреза известняки интенсивно выщелочены с образованием фрагментарных и межфрагментарных пустот, в результате чего видимое поровое пространство увеличивается, достигая 5%. Присутствуют вертикальные трещины и микростилолитовые швы. Трещины, каверны, пространства между обломками часто пропитаны битумом.

Погруженная часть структуры (скважины 12, 15) представлена переслаиванием серых, тонкоплитчатых зернистых известняков с остатками фауны и темно-серых до черных слабоизвестковистых, пиритизированных аргиллитов. Участками наблюдается доломитизация. Встречаются прослои туфов и спонголитов.

Серпуховские отложения представляют собой чередование светло-серых, серых разнозернистых известняков с органическими остатками и органогенно-детритовых, детрито-сгустковых и реликтово-органогенных известняков с разнокристаллическим цементом. Реже встречаются оолитовые разности известняков. Участками наблюдается доломитизация известняков, вплоть до полного их перехода в доломит (скважины 10, 3882), сульфатизация и окремнение (скважина 16).

Разнозернистые известняки - преимущественно мелко-микрозернистые с включением разнообразного детрита (фрагменты водорослей, брахиопод, гастропод, криноидей, форанимифер) в значительной степени перекристаллизованные. Пористость таких известняков не превышает 2-3%. Каналы пор, как правило, закупорены битумом (скважины 18, 3882, 3483).

Органогенно-детритовые и реликтово-органогенные разности известняков перекристаллизированы и выщелочены с образованием каверновых полостей, частично инкрустированных новообразованным кальцитом и заполненных битумов. Пористость от 5% до 15%. В целом по разрезу отмечается интенсивное развитие трещин с примазками коричневого битума (скважины 10, 16, 3882, 3483).

Коллектора верхневизейского возраста (окский надгоризонт) в пределах платформенной части сложены преимущественно серыми, светло-серыми микрозернистыми известняками с органическими остатками (обломки члеников криноидей и брахиопод). Присутствуют прослои биогермных, сгустковых, водорослевых, фораминиферо-водорослевых и криноидно-водорослевых известняков. Реже наблюдаются прослои интенсивно перекристаллизованных обломочных известняков (известковистые песчаникик) с базальным цементом (скважина 10) и маломощные пропластки туфогенного материала. К последним тяготеют разноамплитудные стилолитовые швы. Участками наблюдается доломитизация, окремнение и сульфатизация (скважины 10, 11, 3483).

Пористость карбонатов, в основном, микрокристаллическая и межзерновая, реже микрокавернозная. В среднем по разрезу она колеблется в пределах 5-8%, в некоторых прослоях увеличивается до 10%. Отмечаются вертикальные и субвертикальные трещины, заполненные битуминозным веществом.

Отложения нижней продуктивной толщи (турнейско-нижневизейский возраст)

В кровле тульского горизонта выделяется пачка переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений «вулканик». Она представлена вулканомиктовыми алевроаргиллитами и алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые формировались за счет интенсивного размыва слаболитифицированных толщ вулканитов. Данная пачка условно делит продуктивную карбонатную толщу на две части, выше «вулканика» залегает стратиграфический объект I, а ниже стратиграфический объект II. Нижняя продуктивная толща (стратиграфический объект II) подразделяется на отложения нижневизейского (косьвинско-радаевские) и турнейского возраста.

Нижневизейские (косьвинско-радаевские) коллектора охарактеризованы керном в скважинах 9, 11, 19, 22. Породы представлены переслаиванием органогенно-обломочных,

сгустково-полидетритовых известняков и обломочных известняков (песчаников и гравелитов).

Органогенно-обломочные и сгустково-полидетритовые известняки сложены как целыми раковинами, так и обломками органических остатков размером порядка 0,5-1,2 мм. Мелкий детрит часто полностью гранулирован до потери внутренней структуры. У крупных фрагментов гранулирована периферийная кайма. Цемент, главным образом, базальный, участками микросгустковый, участками перекристаллизованный: крустификационный, заполнения пор. Пятнами матрица раскристаллизована до мелко-среднезернистого кальцита. Отмечаются нитевидные затухающие микротрещинки, заполненные углеводородами. Порода вокруг них также слабо обогащена битуминозным веществом.

Обломочные известняки преимущественно серые, светло-серые, средне-крупнопесчаной размерности, слабо битуминозные. Зерна, как правило, хорошо окатаны и являются обломками пород и фрагментами органических остатков: криноидей, водорослей, фораминифер, брахиопод. Цемент карбонатный, порово-базальный, микрозернистый, местами слабо перекристаллизован. В результате аномально высокого порового давления на ряде интервалов при подъеме на поверхность керн растрескивается в мелкую дресву. Участками наблюдается доломитизация и окремнение.

По разрезу отмечаются вертикальные и субвертикальные трещины, реже микростилолитовые швы, обогащенные битуминозным веществом (скважина 9).

Породы турнейского яруса (скважины 11, 12, 13, 3682) представлены органогенно-обломочными, сгустково-полидетритовыми, сгустково-комковатыми известняками и крупнообломочными известняковыми песчаниками. Породы обычно перекристаллизованы. Скелетные зерна разной степени сохранности представлены обломками члеников криноидей, брахиопод, остакод, раковинами фораминифер, фрагментами водорослей и трудноопределимыми окаменелостями. Участками отмечается слабое выщелачивание с образованием фрагментарных и межфрагментарных пустот.

Видимая пористость составляет 2-5%. Присутствуют стилолиты и микростилолиты.

Нефтеносность. Карбонатный резервуар, к которому приурочена залежь нефти, разделен на два стратиграфических объекта. Первый стратиграфический объект включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста, второй - отложения нижневизейско-турнейского возраста [1].

Залежь нефти в карбонатном массиве изучена опробованием 11 скважин (8-14, 16, 3483, 3682, 3882), из которых 4 скважины 8, 16, 3483, 3682 расположены в платформенной части месторождения, остальные - в склоновой (за исключением скважин 12, 13, 14, которые расположены в погруженной зоне).

При раздельном опробовании одного из стратиграфических подразделений в скважинах 8 (башкирский ярус), 10 (нижневизейский ярус), 11 (турнейский ярус), 16 (серпуховский ярус) получены различные притоки нефти до абсолютных отметок -4033,8 м,. -4811 м, -4845,8 м, -4144,4 м, соответственно.

В остальных скважинах проводилось совместное опробование нескольких стратиграфических подразделений.

Платформенная часть карбонатного массива опробована в скважине 3682, где в эксплуатационной колонне из интервала, включающего башкирские, серпуховские и верхнюю часть окских отложений, получен приток нефти дебитом 1662 м3/сут до абсолютной отметки -4653,3 м (по результатам исследования PLT). В скважине 3483 проведено совместное опробование в открытом стволе нижней части окских отложений, а также тульских, турнейских и небольшой толщины девонских отложений. Получен приток нефти дебитом 684 м3/сут до абсолютной отметки -4649.3 м.

В скважине 9 при совместном опробовании серпуховских, окских, нижневизейских и турнейских отложений получен приток нефти дебитом 1283 м3/сут до абсолютной отметки -4809.4 м.

В скважине 12 в погруженной юго-восточной части склона из серпуховских отложений с абсолютной отметкой -4934.5 м получен слабый приток пластовой воды без признаков нефти. В скважине 13 из турнейских отложений с абсолютной отметки -4940.4 м получен переливающий приток воды дебитом 0.96 м3/сут. В скважине 14 из девонских отложений в интервале 5191-5248 м (-5207.7-5264.7) получен приток пластовой воды с растворенным газом дебитом 72 м3/сут.

Водонефтяной контакт нефтяной залежи, приуроченной к подсолевым отложениям, достоверно не установлен, что характерно для всего Прикаспия, также не установлена нижняя граница получения безводной нефти, так как при совместном опробовании в открытых стволах скважин исследования PLT проведены лишь в верхних частях продуктивных интервалов. В скважинах 3882 и 3483 по данным гидродинамического каротажа (MDT) на абсолютной отметке -4933 м происходит изменение градиента давления, свидетельствующее о смене нефтенасыщенной части разреза на водоносную.

В скважине 3882 по данным ГИС по постепенному спаду сопротивлений на кривой ИК установлена переходная зона (4810-4960 м) между нефтяной и водоносной частью разреза.

На данном этапе геологической изученности разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, водонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке -4933 м.

2.3 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

При выделении эффективных нефтенасыщенных толщин исходили из того, что все поровое пространство за вычетом объема, занятого связанной водой и объема пород практически с нулевой пористостью, является эффективным и в той или иной мере участвует в притоке нефти. Это показывают результаты исследований компьютерной гидродинамической модели месторождения - при снижении пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти во всех коллекторах, в том числе и в низкопоровых. Поэтому граничное значение коллектора по пористости не вводилось [2].

В таблице 2.2.1 приведена характеристика толщин коллекторов по стратиграфическим объектам.

Таблица 2.2.1 - Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим объектам и участкам

В целом эффективная толщина продуктивной толщи составляет 703.7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 652.1 м.

Толщина пород башкирского яруса на платформе порядка 88-115 м, в склоновой части 21-135 м.

Толщина серпуховских отложений на платформе колеблется от 102 м до 220 м, в склоновой части 54-514 м.

Отложения окского надгоризонта имеют толщину в центральной части структуры до 373м, сильно сокращаясь на периферии (до 4 м), вплоть до полного их отсутствия.

Толщина нижневизейских отложений в центральной части месторождения достигает 340м.

Толщина отложений турнейского яруса сокращаются от 148 м вплоть до полного исчезновения.

В процессе разведки месторождения в пределах залежи пробурено 11 поисково-разведочных скважин, вскрывших продуктивный карбонатный резервуар, приуроченный к подсолевым отложениям. Во всех скважинах, кроме 8, из продуктивной толщи производился отбор керна в ограниченных объемах. До создания ТШО отобранный объем керна составил 660 метров. С 2000 года ТШО было пробурено 5 новых скважин, в четырех новых скважинах (К-3483, К-3682, К-3882, К-3880) и одной углубленной (К-19) отобран керн общим метражом 920 метров. Итого общий метраж керна по Королевскому месторождению составляет 1580 метров.

В итоге продуктивная толща месторождения Королевское охарактеризована керном из 15 скважин. Башкирские отложения представлены керном из 6 скважин, серпуховские - из 11 скважин, окские - из 9, визейские - из 8, турнейские - из 5 и девонские - из 4 скважин. Освещенность керном вскрытой скважинами продуктивной толщи составила 10.6%.

Из полученного керна, отобраны 3145 образцов пород (штуфы) для проведения исследования, со скважин: К-3483- 1293 образцов, К-3682 - 354 образцов, К-3882 - 347 образцов, К-3880 - 738 образцов и К-19 - 413 образцов.

По результатам исследования керна [2] породы-коллекторы представлены, в основном, известняками. Пустотное пространство пород-коллекторов имеет сложную структуру и представлено первичной межзерновой пористостью, вторичными порами, кавернами, трещинами, что обусловлено условиями осадконакопления и диагенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. Заполнение пор битумом, доломитом, вторичным кальцитом, окремнение привело к ухудшению ёмкостных свойств.

Коллекторы по строению пустотного пространства относятся к сложным. Приняты три типа строения пустотного пространства:

· трещинно-поровый (Кп < 3)%

· трещинно-каверново-поровый (Кп - 3-7%);

· каверново-поровый (Кп > 7%).

Характеристика емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и нефтенасыщенности по стратиграфическим объектам представлена в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2 - Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов

Метод определения	Наименование	Проницаемость *10-3, мкм2	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщ., доли ед.
1	2	3	4	5
	Башкирский ярус. Платформа
Лабораторные исследования	количество скважин	1	1
	количество определений	178	182
	среднее значение	6.65	0.074
	коэффициент вариации	4.55	0.35
	интервал изменений	0.001-278	0.01-0.217
Геофизические исследования	количество скважин		3	3
	количество определений		3	3
	среднее значение		0.059	0.889
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.051-0.07	0.872-0.908
	Башкирский ярус. Склон
Лабораторные исследования	количество скважин	2	2
	количество определений	336	359
	среднее значение	39.7	0.056
	коэффициент вариации	3.81	0.57
	интервал изменений	0.001-8200	0.009-0.251
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		6	6
	среднее значение		0.029	0.739
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.008-0.04	0.387-0.777
.	Серпуховский ярус. Платформа
Лабораторные исследования	количество скважин	1	1
	количество определений	333	337
	среднее значение	34.75	0.074
	коэффициент вариации	3.14	0.36
	интервал изменений	0.003-5970	0.007-0.194
Геофизические исследования	количество скважин		3	3
	количество определений		3	3
	среднее значение		0.0495	0.872
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.044-0.059	0.848-0.897
	Серпуховский ярус. Склон
Лабораторные исследования	количество скважин	2	2
	количество определений	409	428
	среднее значение	15.35	0.048
	коэффициент вариации	2.16	0.63
	интервал изменений	0.001-2550(трещ.)	0.002-0.0.273
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		6	6
	среднее значение		0.033	0.788
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.009-0.041	0.515-0.775
	Окский надгоризонт. Платформа
Лабораторные исследования	количество скважин	1	1
	количество определений	496	500
	среднее значение	19.03	0.054
	коэффициент вариации	4.31	0.46
	интервал изменений	0.002-5779	0.004-0.155
Геофизические исследования	количество скважин		2	2
	количество определений		2	2
	среднее значение		0.0374	0.839
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.03-0.045	0.81-0.859
	Окский надгоризонт. Склон
Лабораторные исследования	количество скважин
	количество определений
	среднее значение
	коэффициент вариации
	интервал изменений
Геофизические исследования	количество скважин		4	4
	количество определений		4	4
	среднее значение		0.027	0.782
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.015-0.048	0.533-0.852
	Платформа (башкирско-серпуховско-окские отложения)
Лабораторные исследования	количество скважин	1	1
	количество определений	1007	1019
	среднее значение	22.04	0.064
	коэффициент вариации	3.9	0.46
	интервал изменений	0.002-5970	0.004-0.217
Геофизические исследования	количество скважин		3	3
	количество определений		8	8
	среднее значение		0.0457	0.863
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.03-0.07	0.81-0.908
Гидродинамич. исследования	количество скважин	2
	количество определений	2
	среднее значение	0.0312
	коэффициент вариации
	интервал изменений	0.0035-0.059
	Склон (башкирско-серпуховско-окские отложения)
Лабораторные исследования	количество скважин	2	2
	количество определений	745	787
	среднее значение	26.32	0.052
	коэффициент вариации	4.49	0.63
	интервал изменений	0.001-8200	0.005-0.273
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		16	16
	среднее значение		0.0318	0.780
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.008-0.048	0.387-0.834
Гидродинамич. исследования	количество скважин	5
	количество определений	8
	среднее значение	0.0691
	коэффициент вариации
	интервал изменений	0.0012-0.059
	В целом
Лабораторные исследования	количество скважин	3	3
	количество определений	1752	1806
	среднее значение	23.77	0.058
	коэффициент вариации	4.32	0.50
	интервал изменений	0.001-8200	0.002-0.273
Геофизические исследования	количество скважин		9	9
	количество определений		24	24
изические исследования	среднее значение		0.0385	0.828
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.008-0.07	0.387-0.908
Гидродинамич. исследования	количество скважин	9
	количество определений	10
	среднее значение	0.0607
	коэффициент вариации
	интервал изменений	0.0012-0.059
	Тульский горизонт
Лабораторные исследования	количество скважин	2	2
	количество определений	449	470
	среднее значение	0.573	0.039
	коэффициент вариации	5.77	0.59
	интервал изменений	0.001-54.04(трещ.)	0.001-0.098
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		6	6
	среднее значение		0.0406	0.648
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.028-0.067	0.511-0.759
	Турнейский ярус
Лабораторные исследования	количество скважин	2	2
	количество определений	278	319
	среднее значение	0.583	0.041
	коэффициент вариации	3.23	0.54
	интервал изменений	0.001-27.9	0.003-0.101
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		6	6
	среднее значение		0.0375	0.542
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.019-0.054	0.351-0.882
	В целом (тульско-турнейские отложения)
Лабораторные исследования	количество скважин	3	3
	количество определений	727	789
	среднее значение	0.579	0.040
	коэффициент вариации	6.19	0.58
	интервал изменений	0.001-54.04(трещ)	0.001-0.101
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		12	12
	среднее значение		0.0397	0.619
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.019-0.067	0.351-0.882

Коэффициент эффективной пористости определяли по данным ГИС и керну.

Пористость по кривым ГИС определялась согласно методике вероятностного (многокомпонентного) анализа [2]. В значение пористости вносилась поправка за глинистость. Кп пород в интервалах, идентифицированных как глинистые, принималось равным нулю. В пористость, исправленную за глинистость, вносилась поправка за битум. Содержание битума в породах платформы, склоновой и погруженной зон различное и колеблется от 0.01 до 11%. В целом же его содержание закономерно уменьшается вниз по разрезу - от пермских до девонских отложений.

В I стратиграфическом объекте средняя пористость коллектора по ГИС на платформе варьирует от 3.74 до 5.9%, на склоне - 2.7-3.3%, по керну - на платформе 5.4 - 7.4%, на склоне - 4.8 - 5.6%. Во II стратиграфическом объекте средняя пористость по ГИС изменяется от 3.8 до 4.1%, по керну - в среднем составляет 4% (табл.2.2.2).

На платформе наиболее высокими средними значениями емкостных свойств обладают породы башкирского яруса и снижаются в серпуховском и окском ярусах.

Коллекторы склоновой части по сравнению с платформой имеют меньшие значения пористости.

Коэффициент нефтенасыщенности в предельно нефтенасыщенной зоны (на 100 м выше принятого уровня ВНК на абсолютной отметке -4933 м) определялся для новых скважин через коэффициент водонасыщенности по уравнению Арчи-Дахнова через сопротивление пластов. Сопротивления пластов определялось по данным индукционного каротажа. Сопротивление пластовой воды принято равным 0.05 Омм при температуре 1200С. Величина минерализации пластовой воды составляет 38.2 г/л. (скважина К-12). Минерализация пластовых вод месторождения Тенгиз составляет в среднем 40 г/л.

В новых скважинах 3483, 3682, 3882, 3880 в SIM04K, для каждого выделенного горизонта была определена величина объемного содержания воды (BVW=Кп·Кв) для платформенной и склоновой частей отдельно. В старом фонде скважин, при отсутствии каротажа сопротивления, определение водонасыщенности определяли следующим образом. Средневзвешенные величины BVW были применены для определения водонасыщенности по величине пористости в каждом пластопересечении в зависимости от расположения скважины на структуре.

Нефтенасыщенность пород по ГИС в I стратиграфическом объекте на платформе в среднем составляет 0.863 д. ед., в склоновой части - 0.780 д.ед. Во II стратиграфическом объекте в среднем нефтенасыщенность пород по ГИС равна 0.619 д. ед. (таблица 2.2.2).

Водонасыщенность пород по керну определялась методом Дина-Старка и оценивалась по результатам изучения пустотного пространства методом ртутной порометрии. Данные, полученные методом ртутной порометрии, позволили оценить распределение водонасыщенности для пород с различной пористостью по высоте залежи. Эти данные использованы, как указано выше, при оценке нефтенасыщенности пород в переходной зоне. Величина водонасыщенности, определенная по методу Дина-Старка по керну из нефтенасыщенной зоны не является достоверной, так как имеются потери, содержащейся в керне воды, обусловленные разгазированием флюидов при падении давления, вызванного подъемом керна на поверхность. Поэтому, величина нефтенасыщенности по керну для нефтенасыщенной зоны в таблице 2.2.2 не представлена.

Проницаемость пород, представленная в таблице 2.2.2 (лабораторные исследования) соответствует проницаемости пород для газа (Кпр), замеренной на образцах керна. Проницаемость для жидкости определена по проницаемости Клинкенберга (КпрKL). Проницаемость по Клинкенбергу изучена по керну, в основном, из скважины К-3882 и описывается выражением:

КпрKL= 0,558* Кпр1,0279.

Соотношение проницаемость-пористость получено как КпрKL=f(Кпкерн). В величину Кпкерн введена поправка на давление в условиях пласта. Зависимости, полученные для каждой из четырех зон: башкирский и серпуховский, окский, тульский, турнейский ярусы по данным керна из скважин К-3882, К-3483, К-3682, описываются следующими уравнениями [2]:

Отложения	Вид зависимости
башкирский и серпуховский ярус	КпрKL=10 -3,61941+41,999 *Кпкерн
окский надгоризонт	КпрKL=10 -3,44879+44,3881* Кпкерн
тульский надгоризонт	КпрKL=10 -3,75609+33,2745 *Кпкерн
турнейский ярус	КпрKL=10 -4,15735+51,6895*Кпкерн

Статистические ряды распределения проницаемости, определенной по керну, представлены в таблице 2.2.3.

Проницаемость пород, рассчитанная по гидродинамическим исследованиям скважин, оценена для склоновой и платформенной частей (в 9 скважинах). На дату отчета в скважинах были проведены исследования методом КВД, МУО и гидропрослушивания (10 исследовании).

Следует отметить несоответствие проницаемости коллектора, определенной по данным исследования керна и по данным гидродинамических исследований. Проницаемость

пород по керну, в основном, отражает проницаемость “матрицы”. Проницаемость по данным гидродинамических исследований, отражает проницаемость пород с учетом трещиноватости и кавернозности.

Таблица 2.2.3 - Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения керна

Подразделение	Интервалы изменения проницаемости *10-3, мкм2	Кол-во опреде- лений
	>0-0.01	0.01-0.1	0.1-1	1-10	10-100	100- 1000	1000- 10000
	Число случаев, %
Башкирский ярус. Платформа	0.5	21.9	41.6	28.1	6.2	1.7	0.0	178
Башкирский ярус. Склон	23.0	27.7	24.4	16.4	5.9	1.8	0.9	336
Серпуховский ярус. Платформа	1.2	17.7	37.3	29.7	12.3	1.2	0.6	333
Серпуховский ярус.Склон	33.0	34.2	17.9	10.5	2.2	2.0	0.2	409
Окский надгоризонт. Платформа	7.1	40.6	28.4	16.9	5.4	1.4	0.2	496
Платформа	4.0	29.7	33.7	23.1	7.8	1.4	0.3	1007
Склон	28.4	31.3	20.8	13.1	3.9	1.9	0.5	745
I объект	14.4	30.3	28.2	18.9	6.2	1.6	0.4	1752
Тульский горизонт	31.7	46.1	17.8	3.3	1.1			449
Турнейский горизонт	25.1	29.9	30.6	14.0	0.4			278
II объект	29.2	39.9	22.7	7.4	0.8			727

Достоверность определения проницаемости по результатам исследования скважин определяется соотношением перфорированной толщины и фактически работающим на момент испытания интервалом коллектора (по данным РLТ (дебитометрия) фактически работает лишь небольшой интервал наиболее проницаемой части пласта), что приводит к многократному занижению величины проницаемости.

2.4 Запасы нефти и газа

Последний подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Королевское по состоянию на 01.01.2004 г. утвержден ГКЗ РК 28.06.2004 г. (Протокол № 320-04-У). Сведения об утвержденных начальных геологических и извлекаемых запасах нефти, растворенного газа месторождения приведены в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1 - Запасы нефти и растворенного газа

Объекты подсчёта	Подобъект	Зона	Кате- гория	Геологич. запасы нефти, тыс.т	Коэффиц. извлечен. нефти, д.ед.	Извлек. запасы нефти, тыс.т	Газосо- держа- ние, м3/т	Запасы растворенного газа, млн.м3
								геологи- ческие	извлека- емые
I объект	Башкир- ский	платформа	С1	13783	0.456	6285	574	7911	3608
		склон	С1	6968		3177		4000	1824
			С2	21784		9934		12504	5702
	Серпухов- ский	платформа	С1	13710	0.456	6252	574	7870	3589
		склон	С1	22553		10284		12945	5903
			С2	46952		21410		26950	12289
	Окский	платформа	С1	13395	0.456	6108	574	7689	3506
		склон	С1	2839		1295		1630	743
			С2	6769		3087		3885	1772
	Итого по I объекту	платформа	С1	40888		18645		23470	10703
		склон	С1	32360		14756		18575	8470
			С2	75505		34431		43339	19763
		платформа + склон	С1	73248		33401		42045	19173
			С2	75505		34431		43339	19763
II объект	Нижне- визейский		С1	42635	0.456	19442	574	24472	11160
			С2	14497		6611		8321	3795
	Турней- ский		С1	2251	...

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Технология подземного ремонта скважин" скачать

Подобные документы

• Структурная модель Менеузовского месторождения

  Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении. Технологические режимы работы скважин и установок при добыче и транспортировке нефти и газа.
  
  отчет по практике [380,2 K], добавлен 11.01.2014
  

• Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

  Характеристика геологического строения месторождения Жетыбай, системы его разработки. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение правил промывки скважин для удаления песчаных пробок. Сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.02.2015
  

• Разработка месторождения Акинген

  Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
  
  дипломная работа [171,7 K], добавлен 08.02.2015
  

• Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов. Особенности выработки запасов нефти. Конструкция скважин. Испытание на герметичность. Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2016
  

• Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

  Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.
  
  дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009
  

• Текущий и капитальный ремонт скважин

  Классификация подземного ремонта скважин на текущий и капитальный. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин. Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта. Освоение скважин после подземного ремонта, их ликвидация.
  
  реферат [155,3 K], добавлен 30.01.2011
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
  
  отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011
  

• Разработка месторождения

  Характеристика исследуемого месторождения, стратиграфия и тектоника, нефтегазо- и водоносность. Обоснование расчетных моделей пластов, технология ликвидации песчаных пробок и промывки скважин. Экономический эффект опытно-промышленной эксплуатации.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 27.05.2014
  

• Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

  Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.
  
  учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011
  

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
  
  курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
  

• Экономическое обоснование мероприятий по ликвидации скважин в условиях ЗАО ПГМ "М-ГЕОС"

  Применение комплекса мероприятий по интенсификации добычи нефти, пути увеличения коэффициента продуктивности скважин. Обоснование ликвидации добывающих и нагнетательных скважин, выбор необходимых материалов и оборудования, расчет эксплуатационных затрат.
  
  курсовая работа [32,1 K], добавлен 14.02.2010
  

• Характеристика Пермяковского месторождения

  Геологическое строение, характеристика коллекторских свойств, неоднородности и нефтегазонасыщенности пласта. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Расшифровка фонда скважин. Аварийные работы при капитальном ремонте.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 30.01.2014
  

• Агрегаты для проведения капитального и текущего ремонта скважин

  Агрегаты для освоения, капитального и текущего ремонта скважин. Агрегаты для интенсификации добычи. Специальный транспорт для перевозки труб, штанг и другого оборудования. Техника безопасности при работе спецагрегатов по освоению и ремонту скважин.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 23.04.2013
  

• Добыча нефти ОАО "Сургутнефтегаз"

  Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.
  
  отчет по практике [1,2 M], добавлен 12.06.2015
  

• Техника и технология добычи нефти в ОАО АНК "Башнефть"

  Исследование схемы и состава штанговой насосной установки. Эксплуатация скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Подземный и капитальный ремонт скважин. Изучение техники и технологии бурения скважин. Сбор и подготовка скважинной продукции.
  
  отчет по практике [1,6 M], добавлен 24.12.2014
  

• Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6

  Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012
  

• Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014
  

• Скважинная плазменно-импульсная технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений

  Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
  
  дипломная работа [560,6 K], добавлен 17.12.2012
  

• Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

  Характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, основные параметры продуктивных пластов, запасов нефти. Рассмотрение применяемых методов для повышения продуктивности скважин. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2014
  

Другие документы, подобные "Технология подземного ремонта скважин"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам