Исследование технического состояния колонны на примере Обского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Географо-экономический очерк района работ

1.2 Геологическая характеристика и параметры пластов

1.2.1 Стратиграфия

1.2.2 Тектоника

1.2.3 История и условия осадконакопления

1.2.4 Особенности литофаций

1.2.5 Характеристика продуктивных пластов

1.2.6 Петрофизическая характеристика пластов

1.3 Новые сведения о геологическом строении продуктивных пластов

1.3.1 Выделение объектов моделирования (подсчетных объектов)

1.4 Анализ данных по физико-химическим свойствам нефти

2. Проектная часть

2.1 Исследования технического состояния скважин

2.2 Физико-геологическая модель на примере каротажной диаграммы скважины № 63 Обского месторождения

2.3 Определение герметичности колонны

2.4 Методика проведения работ

2.4.1 Технические характеристики и конструкция приборов

2.4.2 Технология проведения работ

2.4.3 Определение мест нарушения герметичности колонны

Заключение

Список использованных источников



Введение

В данной курсовой работе рассмотрены примеры выявления нарушений герметичности обсадных труб, комплексной скважинной аппаратурой КСА-Т12-38.

Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.

Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации.



1. Общая часть

1.1 Географо-экономический очерк района работ

Обское месторождение открыто в 1982 г., введено в разработку в 1988 году. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г. Нефтеюганска/

Центральная часть месторождения находится в пойме реки Обь, на территории молодой аллювиальной равнины, характеризующейся большой заболоченностью, затопляемой в весенне-летний период паводковыми водами на 85%. Южная часть месторождения находится на плоской аллювиальной терассе со слабовыраженными формами речной эрозии. Территория месторождения с определенной долей условности подразделяется на две зоны: левобережную и правобережную, граница между которыми проходит по основному руслу реки Обь. Месторождение относится к чрезвычайно сложным для освоения как с точки зрения разработки недр, так и работы на поверхности. Сложность в освоении месторождения заключается также и в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.

Рисунок 1.1 - Северная лицензионная территория Обского месторождения

Левобережная зона охватывает южную часть лицензионного участка СЛТ. В пределах коренного левого берега, начиная с 1988 г., ведется разработка горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. На сегодняшний день эксплуатационное бурение ведется в пределах пойменного участка. Всего на 01.01.2003 года пробурено 1095 скважин (936 эксплуатационных, 159 разведочных). обский герметичность скважинный

Правобережная зона занимает северную часть лицензионной территории месторождения. Начиная с 1999 года, ведется эксплуатация правобережного участка, разбуривание приостровной части.

Накопленная добыча нефти по месторождению на 01.01.2003 составила 28531 тыс.т., годовая добыча - 11883 тыс. т.

Месторождение по площади и разрезу изучено с разной степенью детальности. Сейсморазведочные работы 3D на площади их проведения позволили выделить области распространения песчаных тел, их толщины, и тем самым увеличить степень достоверности прогнозов. Наименее разведан северный и северо-западный участок, занимающие территорию Горшковской площади, где пробурены единичные разведочные скважины и по редкой сети отработаны сейсмические профили МОГТ.

1.2 Геологическая характеристика и параметры пластов

Продуктивные отложения на территории Обского месторождения сформированы в позднеюрское и меловое время. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС. По данным геофизических исследований, испытаний пластов наличие свободной воды не установлено. Залежи нефти представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью. Отложения генетически связаны с двумя основными типами литофаций: турбидитные и шельфовые осадки. Литологический состав пород представлен промежуточными разностями между песчаниками и алевролитами.



1.2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Обского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz). В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.

Юрская система (J) Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (K). Отложения меловой системы развиты повсеместно, представлены верхним и нижним отделами.

В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу. Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415 м. В разрезах, расположенных восточнее, к этой толще приурочена группа пластов БС₁-БС₁₂.

Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников.

Выше залегают глины алымской свиты (K₁^a) темно-серые до черных, в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240 м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Палеогеновая система (P) Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.

Четвертичная система (Q) Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.

1.2.2 Тектоника

Обская структура располагается в зоне сочленения Ханты-мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий (Рисунок 1.2). Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Локальные поднятия являются унаследованными и характеризуются небольшими углами падения до 1-1,5 градусов. Амплитуда антиклинальных структур по нижним горизонтам чехла достигает 100- 150м.

В пределах лицензионного участка отложения фундамента вскрыты 11 скважинами. Таким образом, представления о строении доюрского основания, юрских отложений и их вещественном составе основываются в основном на комплексном анализе данных различных геофизических методов, проведенных на площади Обского месторождения.

Вверх по разрезу амплитуда локальных поднятий заметно сокращается и наблюдается уменьшение амплитуды тектонических нарушений, развитых в нижней части осадочного чехла, вплоть до полного их затухания в неокомских отложениях. Наиболее достоверной и информативной картой является структурная карта по опорному отражающему горизонту “Б”, приуроченному к пачке аргиллитов баженовской свиты.

Рисунок 1.2 - Тектоническая схема района Обского месторождения



1.2.3 История и условия осадконакопления

В среднеюрское время существовал период мелководно-морского осадконакопления, когда породы заполняли бассейн в направлении с юго-востока на северо-запад методом бокового наращивания. Затем, в период поздней юры кластические породы накапливались в результате нескольких трансгрессий моря с севера. Это приводит к тому, что бассейн становится существенно ограниченным от нормальной морской циркуляции. Таким образом, создавались бескислородные условия, при которых была отложена мощная толща черных органогенных сланцев. Эта толща, называемая баженовской свитой, является основным источником углеводородов для резервуаров нижнемелового периода.

В раннемеловом периоде сформировалась шельфовая зона в Среднеобском регионе, которая постепенно углублялась к западу. Обломочные породы привносились с востока в регрессивные периоды, формируя стратиграфические циклы в виде клиноформ. В дальнейшем, на протяжении всего мелового периода остальные циклы покрывали предыдущие и мигрировали к западу, что приводило к заполнению бассейна.

Пласты-коллекторы отлагались в виде клиноформ, сложенные чешуйчатым образом и наклоненные к западу. Восточная часть формировалась в условиях относительно мелкой воды (20-30 м), в то время как западный край был отложен на глубине от 50 до 100-150 метров. Эти пачки клиноформ очень хорошо видны на сейсмических широтных профилях, пересекающих месторождение (Рисунок 1.3). Строение клиноформ выражается в постоянном наклоне на запад с выклиниванием вниз по падению и усечением вверх по восстанию. Таким образом, на месторождении распространен стратиграфический тип ловушек.

Рисунок 1.3 - Сейсмический широтный разрез по южному кубу 3D

1.2.4 Особенности литофаций

Песчаные коллекторы мелкозернистые, часто в виде переслаиваний с аргиллитами и алевролитами. Песчаники вверх по восстанию клиноформ являются более крупнозернистыми и лучше отсортированы. Эта часть относится к фациям мелководного морского бара или авандельты. Вниз по падению песчаники более мелкозернисты и хуже отсортированы, характерны частые переслаивания с глинистым материалом. Поэтому в этих осадках наблюдается самая низкая проницаемость на месторождении. Такие осадки относятся к продельтовым турбидитным фациям или подводным фациям конуса выноса (Рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Модель накопления осадков конуса выноса

1.2.5 Характеристика продуктивных пластов

На Обском месторождении в разработку вовлечены три продуктивных горизонта: АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. Все они относятся к неокомскому периоду (готерив).

Горизонт АС₁₀. Основной пласт-коллектор на левой части месторождения. Подразделяется на пласты АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₀^2-3. Имеет место увеличение зернистости вверх по разрезу, что свидетельствует об условиях бокового наращивания (фация авандельты). На месторождении горизонт АС₁₀ представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтовыми отложениями на шельфовой части горизонта АС₁₁. Эта глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов называется АС₁₀^2-3, формировалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС₁₀. При низком уровне моря шельф горизонта АС₁₀¹ был эродирован и осадки снесены в более глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС₁₀¹. По каротажным и керновым данным пласт имеет слоистое строение. Детальная корреляция скважин эксплуатационных участков по продуктивному горизонту АС₁₀ показала, пласт представляет собой единое песчаное тело. На левом берегу имеет место плавный переход от шельфовых отложений к склоновым. При этом пласт имеет двучленное строение с увеличенной мощностью.

Горизонт АС₁₁. На Обском месторождении это основной коллектор, который имеет лучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. Песчаник АС₁₁ имеет схожее строение с пластом АС₁₀, и он также формировался в процессе бокового наращивания. Пласт АС₁₁ имеет зону большой мощности, которая параллельна палеобереговой линии, где имеет место постепенный переход песчаников в глины в западном направлении, вниз по падению клиноформ. Пласт легко коррелируется и имеет наибольшую степень выдержанности. По условиям осадконакопления это либо серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, либо песчаник авандельты (берегового склона). Наибольшей мощностью пласт характеризуется на восточной части лицензионного участка.

Горизонт АС₁₂. Пласт АС₁₂ содержит более 50% начальных балансовых запасов на лицензионной территории. Песчаники мелкозернистые и интерпретируются как глубоководные осадки, представляющие собой конусы выноса склона или дна бассейна, переотложенные при эрозии шельфа горизонта АС₁₂ при низком уровне моря. Корреляция пласта АС₁₂ на большой площади представляет определенную сложность, так как пласт отличается прерывистостью песчаных тел. Поэтому в настоящее время имеется несколько версий корреляции, которая предлагается Гутманом И.С..

На каротажных кривых пласт имеет блоковое или пилообразное строение, а также встречается классический вид кривой для фаций конуса выноса - укрупнение, а затем уменьшение зернистости вверх по разрезу (Рисунок 1.5). Песчаный коллектор распространяется в области конуса выноса, где он характеризуется наибольшей мощностью. В конфигурации границ распространения пласта преобладают элементы меридионального простирания.

Рисунок 1.5 Продуктивные отложения Обского месторождения (правый берег) на диаграмме ГИС

Выделяются две области распространения пласта АС₁₂. Одна из них занимает Горшковскую площадь, другая Селияровскую и Приобскую.

1.2.6 Петрофизическая характеристика пластов

В целом породы пластов АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ имеют достаточно близкие литологические и структурно-текстурные признаки. Структура порового пространства коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации.

Коллекторы содержат в основном субкапиллярные и микрокапиллярные поры, доля капиллярных пор незначительна. Фильтрационно-емкостные свойства определяются составом глинисто-карбонатного цемента и формами его распределения. На месторождении выделяются два типа коллекторов: коллектор с рассеянной глинистостью и карбонатностью и микронеоднородный коллектор, представленный тонким переслаиванием песчаников или алевролитов с глинистыми или глинисто-карбонатными прослоями.

Рисунок 1.6 - Распределение пористости и проницаемости по результатам анализов керна

Коллекторы пластов, при средних емкостных свойствах, отличаются преимущественно низкими фильтрационными характеристиками. Наилучшими коллекторскими свойствами обладает пласт АС₁₁. ФЕС коллекторов горизонта АС₁₀ отличаются ярко выраженной бимодальностью распределений пористости и проницаемости (Рисунок 1.6). Это связано с тем, что керн по пласту АС₁₀ представлен по двум типам фаций - шельфовыми и турбидитовыми.

Наибольшей проницаемостью обладают отложения пласта АС₁₁, сформировавшиеся в условиях шельфа и относящиеся к баровому телу, которое уже охвачено бурением эксплуатационного участка на правом берегу. Среднее значение К_пр по всей коллекции составляет 32 мД, соответственно для левого и правого берегов - 12 и 37 мД. Такое соотношение также подтверждается результатами испытания пластов.

Некоторая взаимосвязь с условиями осадконакопления также отмечается для пласта АС₁₀. Так, сформировавшиеся вблизи кромки палеошельфа отложения центральной части левобережного эксплуатационного участка (наиболее продуктивная зона пласта АС₁₀) характеризуются повышенными значениями проницаемости. В целом К_пр.ср. варьирует от 23 мД на левом берегу до 1мД на правом.

Для пласта АС₁₂ заметная вариация наблюдается при сравнении северной (Горшковская площадь) зоны месторождения с островной (центральной) и южной зоной. Островной и южный участок обладают улучшенными коллекторскими свойствами по сравнению с Горшковской площадью (соответственно 4 мД против 1.3 мД).

Та же закономерность наблюдается по результатам ГИС и испытаний пластов. Однако при сравнении имеют место смещенные оценки проницаемости по керну и каротажу, что может быть вызвано разными масштабами измерений проницаемости анизотропных пластов коллекторов. Проблема калибровки, как правило, решается путем привлечения данных гидродинамических исследований скважин. Они отражают свойства большего объема пород по сравнению с точечными измерениями на одиночных образцах керна и с интегральными оценками ГИС анизотропных и микронеоднородных разностей коллекторов. Поэтому в расчетах используется К_пр.эфф. по данным ГДИ. Коэффициент отношения эффективной проницаемости равен 0.4. Соответственно для пластов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ К_пр.эфф. был принят 6.5, 9.4, 3.3 мД.

1.3 Новые сведения о геологическом строении продуктивных пластов

В 1988 году была выполнена последняя работа по подсчету запасов. Начиная с этого периода, крупные работы по геологическому изучению Обского месторождения выполняла нефтяная компания BP Amoco в 1994 году. Впервые была разработана седиментационная модель месторождения и установлена история осадконакопления по результатам изучения керна и ГИС. Специальное техническое оснащение лаборатории позволяло получить достаточно надежную информацию по керновому материалу. Также при моделировании левого берега впервые применялся метод геостатистики, с помощью которого рассчитывалась степень выдержанности коллекторов.

Рисунок 1.7 - Данные FMI и результаты интерпретации Platform Express

В 1999 году предприятием «ОЙЛ-ГЕОЦЕНТР» выполнена адаптация разработанного ранее алгоритма оценки подсчетных параметров по данным ГИС для неокомских отложений на условия эксплуатационных скважин (Радиоактивные геофизические исследования выполнялись в закрытом стволе) в связи с особенностями геологического строения левобережья.

Однако объем исследований существенно увеличился в связи с разбуриванием правого берега в 2002 году. Был выполнен ряд интересных исследований - FMI, platform express - каротаж с более высокой разрешающей способностью по сравнению со стандартным комплексом ГИС, которые позволяют дать представление о пласте в масштабе керна (Рисунок 1.7).

В отличие от подсчета запасов 1988 года в настоящее время в разрезе неокомских продуктивных отложений выделяется 3 структурных этажа, имеющих различное внутреннее строение. Модель залегания пластов в разной степени претерпела изменения в каждом структурном этаже.

В наибольшей степени изменения коснулись горизонта АС₁₂. Детальная корреляция разрезов скважин в пределах эксплуатационного участка выявила ряд ошибок в разбивках 1988 года. Анализ полученных результатов показал, что внутреннее строение горизонта не соответствует предложенной ранее клиноформенной модели. Смена древних отложений молодыми происходит не в широтном, а в меридиональном направлении, и не постепенно, а довольно резко на границе крупных блоков. Локальные изменения толщин, выявленные в пределах эксплуатационного участка, связаны в первую очередь с морфологией дна бассейна. Таким образом, модель горизонта АС₁₂ претерпела довольно значительные изменения и сопоставить пласты, выделенные в подсчете запасов 1988 года и в настоящем отчете, затруднительно.

Модель горизонта АС₁₁ принципиально не изменилась. Как и в предыдущем варианте здесь выделяются клиноформенные тела, смещающиеся в западном направлении. Однако отдельные клиноформенные пласты имеют более пологое падение, и прослеживаются, как в глубоководной, так и в шельфовой части, в отличие от модели 1988 года, где на шельфе разновозрастные отложения объединялись в единый пласт. Описанные расхождения иллюстрируются на рисунке 1.8. На основании вышесказанного можно заключить, что существенные изменения модель горизонта АС₁₁ претерпела на восточной и западной перифериях месторождения.

В горизонте АС₁₀ изменения коснулись интервала, включающего в себя пласты АС₁₀¹ и АС₁₀^2-3. В то время как отбивки кровли и подошвы данного интервала не изменились, значительной корректировки подверглась граница, разделяющая два пласта. Анализ полученных результатов показал, что максимальные толщины пластов совпадают по площади. Это, в свою очередь, позволило сделать предположение, что формирование пласта АС₁₀¹ обусловлено локальным прогибанием дна бассейна и, как следствие, увеличением скорости осадконакопления.

Рисунок 1.8 - Cравнение геологических моделей горизонта АС11

В пласте АС₇, при сохранение отбивок границ в скважинах, изменились контуры линз коллекторов.

1.3.1 Выделение объектов моделирования (подсчетных объектов)

Выделение объектов моделирования проводилось на основе разбивок подсчета запасов 1988 г. Однако вследствие наличия большего объёма информации, полученного по эксплуатационным скважин и возможности более детального изучения разреза, индексация продуктивных пластов была несколько изменена и дополнена.

Так, в отличие от подсчёта запасов, выполнявшегося в 1988 году, в горизонте АС₁₂ выделено 4 подсчетных объекта. Пласты АС₁₂¹, АС₁₂² выделены в верхней части интервала. В глине, разделяющей горизонт на 2 части, в пределах южного лицензионного участка появляются пропластки коллекторов. В связи с этим данный пласт выделен как отдельный объект - АС₁₂³. Еще 2 пласта, залегающие в нижней части горизонта, объединены в единый объект АС₁₂^4-5. При подсчете запасов в 1988 г. выделялись пласты АС₁₂⁰, АС₁₂^1-2, АС₁₂³. Точно сопоставить эти пласты затруднительно, т.к. новая корреляция, сделанная в скважинах, разбуренных по эксплуатационной сетке во многом отличается от предыдущей.

В горизонте АС₁₁ по пластам АС₁₁⁰ и АС₁₁¹ индексация не изменилась, пласт АС₁₁^2-4 (ПЗ 1988г.) разбит на 3 отдельных объекта - АС₁₁², АС₁₁³, АС₁₁⁴. Выделен новый пласт АС₁₁⁵.

В горизонте АС₁₀, как и в предыдущем подсчете запасов, выделены пласты АС₁₀^2-3 и АС₁₀¹. Пласт АС₁₀⁰ переведен в АС₁₀^0-1, т.к. в процессе корреляции на территории южного лицензионного участка выделен новый продуктивный пласт, обозначенный нами как АС₁₀^0-2.

Как самостоятельные подсчетные объекты выделены также пласты АС₉, АС₈, АС₇.

Всего на рассматриваемой площади выделено 17 объектов неокомского возраста: пласты АС₁₂^4-5, АС₁₂³, АС₁₂², АС₁₂¹, АС₁₁⁵, АС₁₁⁴, АС₁₁³, АС₁₁², АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^2-3, АС₁₀¹, АС₁₀^0-2, АС₁₀^0-1, АС₉, АС₈, АС₇.

1.4 Анализ данных по физико-химическим свойствам нефти

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей изучались на образцах проб, отобранных из горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂.

При подсчете и утверждение в ГКЗ запасов нефти и растворенного газа Обского месторождения (1988г.) свойства пластовых нефтей определялись по результатам исследований 72 проб, отобранным из 17 разведочных скважин. С тех пор было дополнительно исследовано 57 проб пластовых нефтей, отобранным из 22 скважин. Таким образом, при анализе свойств нефтей в Технологической схеме разработки Обского месторождения учитывались результаты более широкого исследования - 129 глубинных проб по 39 скважинам. Скважины, по которым отбирались глубинные пробы нефтей, достаточно равномерно рассредоточены по площади месторождения и отображают свойства нефтей по всем основным залежам и зонам.

В процессе выполнения однократного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенной нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, плотность однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти, нефтяного газа и т.д.

Отметим, что, новые данные привели к некоторой дифференциации свойств нефтей по пластам, входящим в состав продуктивных горизонтов. Однако конкретные значения физико-химических параметров нефти в Технологической схеме разработки Обского месторождения рассчитывались, как это обычно принято, путем усреднения по всем полученным данным. В результате изменения оказались незначительными по сравнению с погрешностями, возникающими при проведении исследований, и корректировки физико-химических параметров не проводилось.

Однако, на наш взгляд, такая корректировка необходима. Ее необходимость обусловлена тем, что полученные в лабораторных исследованиях нефти значения давления насыщения P_нас, газонасыщенности Г, объемного коэффициента b_н распределены в широком диапазоне и сильно варьируются. Это связано, главным образом, с известными техническими трудностями получения глубинных проб, которые могут приводить к отбору частично разгазированных проб нефти. Следовательно, при обработке экспериментального материала необходим тщательный анализ всего массива полученных данных. Заметим, что повышенное содержание азота и повышенная температура приводят к существенному возрастанию давления насыщения, и это необходимо учитывать при отбраковке проб.

На рисунках 1.9, 1.10, 1.11 приведены графики зависимости газосодержания в условиях однократного разгазирования от измеренного давления насыщения в пробах, который имеет характерный вид кривой, выходящей на плато. Как известно, газосодержание нефти с ростом давления достигает своего максимума при давлении, равном давлению насыщения, и затем уже не меняется. Следовательно, точка перегиба усредненной зависимости Г = f (P_нас) соответствует истинному значению давления насыщения пластовой нефти: P_нас = 12.2 МПа для пласта АС₁₀, 12.8 МПа для пласта АС₁₁ и 13.2 МПа для пласта АС₁₂. Оно определяется компонентным составом и температурой пластовой нефти и не зависит от способа ее разгазирования. Отметим, что лишь относительно небольшая часть проб имеет столь высокие значения P_нас, что, естественно, приводит к занижению его величины при простом усреднении полученных значений.

Рисунок 1.9 - Зависимость газосодержания от измеренного давления насыщения в глубинных пробах пласта АС10 Обского месторождения

Рисунок 1.10 - Зависимость газосодержания от измеренного давления насыщения в глубинных пробах пласта АС11 Обского месторождения

Рисунок 1.11 - Зависимость газосодержания от измеренного давления насыщения в глубинных пробах пласта АС12 Обского месторождения

Определив давление насыщения, можно с большей достоверностью оценить и величину газосодержания: Г^одн = 87 м³/т для пласта АС₁₀, 95 м³/т для пласта АС₁₁ и 90 м³/т для пласта АС₁₂.

Как известно, при увеличении давления объемный коэффициент и газосодержание возрастают и достигают максимальных величин при P = P_нас, после чего газосодержание не меняется, а величина b_н несколько снижается. Знание величин давления насыщения и газовых факторов позволяет более точно оценить объемные коэффициенты b_н пластовой нефти в условиях однократного разгазирования: b_нас^одн =1.266 для пласта АС₁₀ , 1.287 для пласта АС₁₁ и 1.270 для пласта АС₁₂ (Рисунок 1.15).

Рисунок 1.12 - Зависимость объемного коэффициента от измеренного газосодержания в глубинных пробах нефти пластов АС_10-12 Обского месторождения

Заметим, что наибольший объемный коэффициент отвечает и наибольшему газосодержанию. В целом, величины объемных коэффициентов, полученные для проб нефтей всех пластов, как это и следовало ожидать, хорошо коррелируют с измеренным для тех же проб газосодержанием (Рисунки 1.12 - 1.14).

Рисунок 1.13 - Зависимость объемного коэффициента от измеренного давления насыщения и газосодержания в глубинных пробах нефти пласта АС10 Обского месторождения

Рисунок 1.14 - Зависимость объемного коэффициента от измеренного давления насыщения и газосодержания в глубинных пробах нефти пласта АС11 Обского месторождения

Рисунок 1.15 - Зависимость объемного коэффициента от измеренного давления насыщения и газосодержания в глубинных пробах нефти пласта АС₁₂ Обского месторождения

Объемные коэффициенты b_нас^ст и газовые факторы Г^ст для условий ступенчатого разгазирования можно оценить из усредненных зависимостей b_нас^одн = f (b_нас^ст) и Г^одн = f (Г^ст), полученной по всем объектам разработки Юганского региона.

Величина плотности отобранной нефти (при пластовой температуре) лучше всего коррелирует с ее газосодержанием. Поскольку нефти различных пластов достаточно близки по своим свойствам, на этом рисунке сведены данные по всем пластам. Как и следует ожидать, плотность пластовой нефти снижается с ростом измеренного содержания газа в пробе. Известная величина газового фактора позволяет нам более точно оценить значение плотности нефти в пластовых условиях - _н^пл = 763 кг/м³ для пласта АС₁₀, 751 кг/м³ для пласта АС₁₁ и 755 кг/м³ для пласта АС₁₂. Как видим, наиболее легкой нефти соответствует наибольшее газосодержание.

Рисунок 1.16 - Зависимость плотности пластовой нефти от измеренного газосодержания в глубинных пробах пластов АС_10-12 Обского месторождения

Важным параметром, который определяет результаты гидродинамического моделирования месторождения, является вязкость пластовой нефти. Зависимость величины вязкости нефти от измеренных в глубинных пробах нефти значений ее газосодержания и плотности приведена на рисунке 1.16. Для проб всех пластов вязкость нефти, естественно, уменьшается с ростом ее газосодержания и увеличивается с возрастанием ее плотности.

Рисунок 1.17 - Зависимость вязкости пластовой нефти от измеренного газосодержания и плотности нефти в глубинных пробах пластов АС_10-12 Обского месторождения

Определенные выше значения газосодержания и плотности пластовой нефти позволяют уточнить ее вязкость в пластовых условиях - 1.28 мПас, для пласта АС₁₀, 1.15 мПас для пласта АС₁₁ и 1.15 мПас для пласта АС₁₂.

Величина коэффициента сжимаемости К_сж нефти сильно зависит от ее газонасыщенности - чем больше газа растворено в нефти, тем больше ее сжимаемость. Экспериментальная зависимость коэффициента сжимаемости от газосодержания проб нефти приведена на рисунке 1.18. Как видим, значения К_сж сильно варьируются, что не позволяет построить индивидуальной зависимости от газосодержания для каждого пласта.

Рисунок 1.18 - Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от измеренного газосодержания в глубинных пробах пластов АС_10-12 Обского месторождения

Однако, используя усредненную корреляционную зависимость, полученную по всем данным, а также зная реальное газосодержание пластовой нефти, можно более надежно оценить и ее сжимаемость: К_сж = 12,2 10^-4 МПа^-1 для пласта АС₁₀, 13.3 МПа^-1 для пласта АС₁₁ и 12.6 МПа^-1 для пласта АС₁₂.

Определенные в результате проведенного анализа согласованные между собой значения физико-химических параметров нефти основных продуктивных пластов Обского месторождения приведены в таблицах. Эти значения, на наш взгляд, дают более достоверную оценку основных физико-химических параметров нефти и рекомендуются для дальнейшего использования. Значения же, полученные простым усреднением лабораторных данных, оказываются систематически заниженными, поскольку лишь относительно небольшая часть отобранных проб содержит нефть, соответствующую пластовым условиям.

Как известно, правильная оценка основных физико-химических параметров пластовой нефти является основой для выбора правильных базовых решений по разработке месторождения, а также для построения его адекватных гидродинамических моделей, анализа текущего состояния разработки и надежного прогнозирования. Поэтому, учитывая важность достоверной информации о свойствах нефти эксплуатируемых пластов, на текущем этапе необходимо уточнение параметров и дополнительные лабораторные исследования.

Для этого необходимо провести дополнительный отбор проб с использованием методики отбора, разработанной специалистами «Сургутнефтегаза». По этой методике на устье скважины отбирается гомогенизированная проба газо-жидкостной смеси, соответствующая по составу пластовой нефти, которая затем рекомбинируется в лаборатории и подвергается обычному комплексу исследований.

Кроме того, для этих же проб необходимо провести подробный анализ компонентного состава нефти для того, чтобы по нему можно было провести дополнительную проверку корректности проведенных определений давления насыщения, газового фактора, объемного коэффициента и вязкости пластовой нефти. Эти параметры можно рассчитать прямым методом по известным константам равновесия газ-жидкость для нефти с известным покомпонентным составом, а также воспользоваться для этого известными обобщенными корреляционными зависимостями (типа корреляции Стендинга).

Свойства нефти. Пласт АС₁₀

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение (ТСР, 2001 г.)	Рекомендуемое значение
Давление насыщения газом, МПа	4,6-11,9	8,3	12,2
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	25-85	65	87
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д.е.	1,111-1,280	1,196	1,266
Плотность пластовой нефти, кг/м3	761-836	796	763
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	866-875	868	877
Вязкость пластовой нефти, мПа с	1,13-3,91	1,52	1,28
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	40-76	59	71,1
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.е.	1,100-1,234	1,151	1,200
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа		9,8	12,2

Свойства нефти. Пласт АС₁₁

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение (ТСР, 2001 г.)	Рекомендуемое значение
Давление насыщения газом, МПа	5,6-13,3	10,9	12,8
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	49-113	75	95
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д. е.	1,134-1,358	1,229	1,287
Плотность пластовой нефти, кг/м3	729-827	775	751
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	858-885	866	875
Вязкость пластовой нефти, мПа с	0,86-2,54	1,36	1,15
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	38-90	64	77,7
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.е.	1,113-1,273	1,162	1,216
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа		10,4	13,3

Свойства нефти. Пласт АС₁₂

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение (ТСР, 2001 г.)	Рекомендуемое значение
Давление насыщения газом, МПа	6,4-14,3	10,4	13,2
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	37,39-92,42	68	90
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д.е.	1,125-1,279	1,202	1,270
Плотность пластовой нефти, кг/м3	753-832	788	755
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	852-873	863	872
Вязкость пластовой нефти, мПа с	1,08-2,60	1,36	1,15
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	32-82	66	73,6
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.е.	1.088-1.241	1,17	1,203
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа		10,9	12,6



2. Проектная часть

2.1 Исследование технического состояния скважин

Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.

Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. При помощи геофизических и других методов решаются проблемы предупреждения аварий при бурении, определения необходимого объема цемента и точности установки колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций.

При контроле за техническим состоянием скважины производятся и решаются следующие задачи:

¦ определение качества цементирования и состояния цементного камня во времени;

¦ установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;

¦ выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);

¦ определение мест притока или поглощения и интервалов затрубной циркуляции жидкости;

¦ контроль за установкой глубинного оборудования;

¦ оценка толщины парафиновых отложений в межтрубном пространстве.

Изучение технического состояния осуществляется методами радиометрии, термометрии, акустической цементометрии.

Методами контроля технического состояния скважин охвачен практически весь спектр физических полей. Эти методы подразделяются на следующие группы.

• Методы определения геометрии ствола (инклинометрия, профилеметрия).

• Акустические методы изучения преломленных (АКЦ, ВАК), либо отраженных (CAT) ультразвуковых волн.

• Пассивная акустика (шумометрия).

• Электромагнитные методы (ЛМ, ЭМДС).

• Радиоактивные методы (гамма-гамма толщинометрия, гамма-гамма цементометрия).

• Другие методы.

2.2 Физико-геологическая модель на примере каротажной диаграммы скважины № 63 Обского месторождения

Задачи которые ставились перед комплексом ГИС - Определение технического состояния эксплуатационной колонны и оборудования скважины при закачке жидкости.

Выявление мест негерметичности обсадной колонны по данным термометрии возможно только в том случае, если наблюдается приток или уход жидкости в этом интервале. Поэтому выявление мест негерметичностей в добывающей скважине аналогично выявлению интервалов притока флюида из перфорированных пластов в ствол скважины. Признаки - дроссельная аномалия, аномалия калориметрического смешивания и изменение градиента температуры по глубине, характерное увеличению расхода жидкости по колонне.

Замер температуры по стволу скважины позволил выявить негерметичность колонны в интервале 1786.8 - 1790м на каротажной диаграмме это отмечается повышенной аномалией кривой термометрии в данных интервалах, а также резким увеличением значений на диаграмме ГК.

Текущий забой отмечается на глубине 2623,7 м, по данным метода герметичность забоя - не выявлена, аномалий не наблюдаеться. Глубина спуска НКТ 2526,6 м по данным методов ТМ+РМ негерметичность НКТ не обнаружена.

Суммарная приемистость межтрубного пространства скважины по данным расх.насоса составляет 15 м³/сут при Рзак = 10МПа; по данным расх.насоса приемистость скважины при закачке в НКТ составляет 25 м³/сут при Рзаб = 34,9 МПа.

2.3 Определение герметичности колонны

Нарушения герметичности колонны выявляются с помощью исследований, проводимых прибором КСА-Т12.Данный прибор имеет следующие каналы: температуры, расходомера, влагомера, давления, гамма-каротажа и локатора муфт.

Термометрия

Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура - это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина - пласт является очень чувствительной системой, и на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Температурные исследования проводятся в большом объёме, как в необсаженных (бурящихся), так и в эксплуатационных скважинах различных категорий при контроле за разработкой нефтяных месторождений (добывающие, нагнетательные, контрольные). Все геофизические диаграммы записываются при движении прибора по стволу скважины снизу вверх. Термометр является исключением - его диаграммы пишутся при спуске. Это необходимо для того, чтобы не перемешивать жидкость ствола скважины движением каротажного кабеля, не ухудшить температурную дифференциацию по вертикали. Повторный замер проводиться на подъёме с той же скоростью. При затрудненном спуске прибора за счет посадок в сильно наклонных или загрязненных скважинах основным следует считать замер на подъёме. В интервалах с повышенным градиентом температур и в зоне с температурными аномалиями скорость регистрации следует снижать до 600 м/час. Термограммы, зарегистрированные при подъёме и при спуске прибора в скважине, могут отличаться как по абсолютному значению температуры, так и по конфигурации. Эти отличия обусловлены тем, что термограмма, зарегистрированная при подъёме искажена.

При регистрации термограммы при подъёме прибора жидкость в интервале исследования смещается вниз, изменяя при этом первоначальное распределение температуры в скважине. Причём следует учесть, что термограмма, зарегистрированная при подъёме смещается вправо при положительном градиенте в скважине, и смещается влево при отрицательном градиенте.

Физическими предпосылками обнаружения заколонной циркуляции и движения закачиваемой воды по перфорированными пластами, определения поглощающих интервалов и места негерметичности обсадной колонны являются различные условия теплообмена скважины с породой, а также дроссельный и адиабатический эффекты. Проявление этих эффектов в скважине зависит от многих факторов: соотношения пластового давления и давления закачки, величины приёмистости интервалами перфорации и в месте негерметичности колонны, режима работы скважины. Поэтому выбор методики проведения термических исследований в нагнетательных скважинах определяет успех в решении поставленных задач.

Расходометрия

Измерение скорости потока жидкости по стволу скважины с целью определения характера (профиля) притока жидкости в эксплуатируемых нефтяных скважинах или профиля расхода (приемистости) воды в нагнетательных скважинах.

Измерения проводятся термокондуктивными и механическими расходомерами.

Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока.

Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность.

По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.

Влагометрия

Влагометрия скважины заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое различие между диэлектрической проницаемостью воды (еґ?80) и нефти (еґ?2 - 6) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100-500м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5-1 кГц/см.

Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. К недостаткам влагомеров относятся зависимость результатов измерения от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосодержания в тех случаях, когда водосодержание более 50%. Однако, несмотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополнительную информацию, при контроле за обводнением перфорированных скважин.

Резистивиметрия - основной количественный метод для определения минерализации воды. Метод применяют для определения состава флюидов в стволе скважины, выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды (включая притоки слабой интенсивности), оценки солености скапливаемой на забое воды, установления мест негерметичности колонны, разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий.

Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважины используются разистивиметры двух типов -- индукционный и одноэлектродный на постоянном токе.

2.4 Методика проведения работ.

2.4.1 Технические характеристики и конструкция приборов

Комплексная скважинная аппаратура КСА-Т12.38

Модуль основной универсальный КСА-Т12.38

Описание:

Модуль предназначен для исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений. Имеет два стыковочных устройства, верхнее для подключения модуля расходомера и нижнее - для подключения различных модулей приставок.

Передача информации происходит через одножильный кабель в цифровом формате КСАТ.

Область применения:

· измерение температуры;

· определение температурных аномалий;

· измерение давления;

· измерение удельной электрической проводимости (УЭП) жидкости;

· измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) гамма-излучения;

· индикация притока;

· определение мест негерметичности обсадной колонны;

· определение интервалов притока флюида в скважину;

· определение состава скважинной жидкости;

· исследование природы акустических шумов в скважине;

· определение положения муфтовых соединений НКТ и обсадных труб;

· определение интервалов перфорации;

· привязка измеряемых параметров по глубине;

· индикация зенитного угла скважины;

· индикация угла поворота модуля вокруг оси.

Технические характеристики:

Номер	Наименование канала	Условное обозначение	Диапазон	Погрешность	Разрешение
03	Температура внутри модуля, °С Номер прибора	Твн. №пр	0…+150 -	±2 -	0,1 -
04	Индикация зенитного угла, градус	ОР	0…180	±3	0,1
05	Индикация угла поворота, градус	ОР	0…360	±3	0,1
06	Индикация шума (СЧ), кГц	Ш	0,1…12	-	-
07	УЭП, См/м	УЭП	0,1…50	±5%	0,002
08	Температура, °С	T	-10...+150	±0,5	0,005
09	Давление, МПа	М	0…90	±0,3	0,002
10	Содержание воды в нефти, %	ВЛ	0…100	-	0,02
11	Индикация шума (ВЧ), кГц	Ш	12…32	-	-
12	Индикация шума (НЧ), кГц	Ш	0…100	-	-
13	Локатор муфт, сигнал/шум	ЛМ	>5/1	-	-
14	Термоиндикация притока, м3/ч	СТИ	0,1…50	-	0,04
15	МЭД гамма-излучения, мкР/ч	ГК	1…100	±10%	0,01

Максимальная рабочая температура	150 °С
Максимальное рабочее давление	90 МПа
Диаметр	38 мм
Длина	1500 мм
Масса, не более	10 кг
Исполнение	Кислотозащищенное 6% H2S

Модуль кварцевого манометра МКМ.38 - 150/90

Описание:

Модуль предназначен для измерения давления кварцевым манометром с высокой точностью и разрешением. Модуль работает только совместно с модулем КСА-Т12 и является проходным с возможностью подключения нижних приставок.

Область применения:

· измерение давления;

· индикация притока;

· определение мест негерметичности обсадной колонны;

· определение интервалов притока флюида в скважину.

Технические характеристики

Номер	Наименование	Условное обозначение	Диапазон	Погрешность	Разрешение
05	Младшие разряды	Давление, МПа	Мк	0…100	0,02	0,00005
06	Старшие разряды

Максимальная рабочая температура	150 °С
Максимальное рабочее давление	90 МПа
Диаметр	38 мм
Длина	464 мм
Масса, не более	3 кг
Исполнение	Кислотозащищенное 6% H2S

Модуль расходомера нижний МРН.38 - 150/90

Описание:

Модуль предназначен для измерения расходов скважинной жидкости в обсадной колонне в нагнетательных и эксплуатационных скважинах. Модуль работает только совместно с модулем КСА-Т12 и является концевым.

...