Исследование нагнетательных скважин на месторождении

Водоплавающая залежь, выявленная в своде Самотлорской структуры, имеет размеры 2,25Х4,4 км. Высота ее 60 метров. ВНК принят условно на отметке - 2195 метров. В пределах залежи разрез ачимовской толщи представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.

На Самотлорской площади  эффективная толщина ачимовской толщи меняется незначительно, в  среднем составляя 27,3 метра.

 

 

2.3.8. Характер-ка геологического  строения продуктивного горизонта  АВ_6-7

 

Промышленная нефтеносность  горизонта АВ_6-7 установлена в своде Самотлорского поднятия и на Мартовской структуре.

Продуктивный разрез по литологии и характеру нефтегазоносности подразделяется на 2 пласта АВ₆ и АВ₇.

Пласт АВ₆ по составу неоднороден и представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.

Залежь в пласте АВ₆, приуроченная  к своду, по типу пластово-сводовая, имеет размеры 7,5Х3,5 км. Высота залежи 25 м. Водонефтяной контакт принят на отметках - 1678 - 1688 м.

Другая залежь нефти  пласта АВ₆ расположена на западном участке месторождения (Мартовская площадь). Приурочена она к небольшому структурному осложнению западного крыла.

Размеры залежи 2Х6 км.

Пласт АВ₇ представлен монолитными песчаниками эффективной толщиной 4 - 20м.

Залежь пласта АВ₇ газонефтяная, присутствует небольшая газовая шапка. Этаж газоносности составляет 14 км. Этаж нефтеносности - 12 км. водонефтяной контакт отбивается на отметке - 1698 м.

 

 

 

2.4 Свойства нефти, газа и воды  в пластовых условиях

 

На Самотлорском месторождении  на разных продуктивных пластах меняются свойства нефти, газа, и воды в пластовых  условиях. Данные выражены в таблице 2.4.1

Параметры нефти и газа, обусловленные  физико-химическими свойствами. К таким параметрам относятся: плотность нефти, коэффициент усадки нефти, газовый фактор, компоненты в растворенном газе для подсчета газа и газовых шапках. При подсчете запасов нефти, растворенного газа и головных углеродов приняты величины по глубинным пробам нефтей, разгазированных поступенчатой сепарацией с учетом подготовки нефти на промысле и приведенной  к стандартным условиям запасов

Анализируя таблицу 2.4.1, можно сделать  следующий вывод: пластовое давление группы пластов АВ не превышает 17 МПа. Группы пластов БВ – до 21 МПа. Газовый фактор в среднем составляет 95 нм/м, вязкость нефти до 2,4 мПа с. По химическому составу нефть относится к сложным углеводородным соединениям, состоящая в основном из углеводорода СМ (86%) и водорода Н (14%). Кроме того, в небольших количествах содержатся кислород, сера, азот, йод, фосфор и другие.

 

Таблица 2.4.1 – Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях.

пласт	Пластовое давление Рпл,МПа	Давление насыщения Рнас, МПа	Газовый фактор G, нм³/м³	Вязкость воды μв,мПа с	Плотность нефти Рн, кг/ м³	Вызкость нефти μн,мПа с	Плотность газа Рг,     кг/ м³	Вязкость газа , μг,мПа с
АВ1	16,7	11,3	90,9	1,254	700	1,61	1,239	1,012
АВ2	16,2	10,8	79,8	1,234	755	1,55	1,270	1,016
АВ4-5	17,1	13,4	72,9	1,208	779	2,39	1,275	1,016
БВ1	18,8	11,9	99,7	1,276	746	1,28	1,108	1,017
БВ8	19,6	10,5	95,5	1,270	745	1,09	-	-
БВ10	20,5	10,5	98,9	1,284	736	1,13	0,0150	1,016
ЮВ1	22,4	11,2	93,7	1,206	775	0,93	1,007	1,023

 

 

2.5 Вывод

 

Таким образом, значительная площадь  пласта БВ₁₀ Самотлорского месторождения в зоне деятельности ОАО "Самотлорнефтегаз" представлена прерывистыми коллекторами и отнесена к зоне низкой продуктивности (ЗНП). Условия вытеснения нефти водой в ЗНП крайне неблагоприятные ввиду высокой неоднородности коллекторов, которые представлены тонкослоистыми песчаниками.

Участки развития тонкослоистых песчаников, где выработка запасов протекает  более низкими темпами, чем в  зонах развития ГСК, являются объектом проведения операций по гидроразрыву пласта.

Свойства пластовой  жидкости, температура флюида, газосодержание, глубина залегания пласта БВ₁₀ все эти и другие факторы позволяют применять в широких масштабах глубинную добычу погружными электроцентробежными насосами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Общие положения

 

1. Геофизические и гидродинамические  исследования водонагнетательных  скважин проводятся с целью  решения следующих задач нефтепромысловой  геологии:

• определения профиля приемистости перфорированных пластов;
• определения гидродинамических параметров: пластового и забойных давлений, коэффициента приемистости, осредненного значения коэффициента гидропроводности пласта в районе исследуемой скважины (метод установившихся режимов нагнетания) или на участке между двумя исследуемыми скважинами (методами восстановления давления;
• обоснования технического состояния скважины: целостность обсадной колонны НКТ, герметичность затрубного пространства, состояние забоя;
• исследования для целей капитального ремонта;
• исследования при вводе скважины в эксплуатацию или при переходе на другой объект нагнетания;
• работы с опробователями пластов на трубах.

2. По заявке заказчика (НГДУ, УБР, УПНП и КРС) исследования в скважинах проводятся в период ее эксплуатации, до ремонтных работ, в период их проведения и после завершения,

Состав комплекса геофизических  исследований в зависимости от категории  скважины, условий проведения измерений  и решаемых задач регламентируется настоящим руководством.

3. При необходимости решения  нескольких задач в одной скважине  перечень необходимых геофизических исследований представляет собой комбинацию из комплексов, применение которых рекомендуется настоящим руководством для решения каждой из поставленных задач.

4. Методы исследований, применение  которых необходимо для решения  конкретных задач, подразделяются на основные и дополнительные. Эффективность и целесообразность применения дополнительных методов для каждого района должны быть установлены путем проведения специальных опытно-методических работ. Комплексы методов могут уточняться в зависимости от конкретных геолого-технических условий, наличия аппаратуры и особенностей разработки отдельных нефтяных месторождений, а также поставленных задач по "взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

5. Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводятся согласно заявке заказчика. Порядок приема и выполнения заявок должен соответствовать "Основным условиям производства промыслово-геофизических и прострелочно-взрывных работ в нефтяных скважинах" РД 39-4-784-82 (Уфа. 1982).

6. Готовность скважин к промыслово-геофизическим  исследованиям согласно требованиям разделов 4 и 12 "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", а также настоящего документа оформляется актом. За подготовку скважины и достоверность указанных в заявке сведений о техническом состоянии скважины, расходе жидкости, давлении на устье отвечает заказчик.

7. Геофизические исследования, не  предусмотренные настоящим документом (кислотные обработки, ТГХВ, ТХО и др.),проводятся по специальному плану, составленному подрядчиком и заказчиком, в котором определяется необходимое оборудование, участие бригады ПРС и КРС в процессе проведения исследований и комплекс измерений.

 

3.2 Гидродинамические  исследования водонагнетательных  скважин

 

К гидродинамическим методам исследования относятся методы определения свойств  или комплексных характеристик  пластов и скважин по данным наблюдений на изучаемом объекте взаимосвязи  между приемистостью водонагнетательных скважин и определяющими ее перепадами давления в пласте.

В практике гидродинамических исследований водонагнетательных скважин используется два основных метода:

- метод установившихся  режимов, который сводится к  измерению приемистости скважин и забойных давлений на нескольких (не менее 3-х ) режимах, построению зависимости приемистости - забойное давление или приемистость - депрессия (Рпл. - Рзаб.) и последующей обработки полученной информации с целью определения коэффициента приемистости скважины и оценки гидропроводности пласта в ее районе;

- метод восстановления  давления, который сводится к  прослеживанию изменения забойного давления в нагнетательной скважине после резкого изменения установившегося режима закачки с одновременным прослеживанием (при необходимости) оттока жидкости из пласта в ствол скважины и последующей обработки полученной информации с целью определения гидропроводности пласта, приемистости скважины, коэффициента ее гидродинамического совершенства и др. 

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         

3.2.1 Определение приемистости водонагнетательных  скважин.

 

Приемистость водонагнетательных скважин измеряется счетчиками или расходомерами диафрагменного типа, турбинными, электромагнитными и другими приборами, установленными на кустовых насосных станциях (КНС) в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих приборов.

Основным технологическим требованием  к системе контроля приемистости является обеспечение возможности  раздельного измерения приемистости каждой нагнетательной скважины.

Водонагнетательная система должна иметь индивидуальный водовод от кустовой насосной станции (КНС), индивидуальную систему измерения расхода. Последнее условие соблюдается не везде, поэтому для измерения суммарного расхода воды в нагнетательных скважинах, не оборудованных средствами индивидуального измерения расхода, его можно производить скважинным расходомером в насосно-компрессорных трубах (НКТ); допускается располагать расходомер в манифольдной линии, помещая его через фланец, устанавливаемый специально для этой цели. Диаметр эксплуатационной колонны водонагнетательных скважин 5-6", применяемые насосно-компрессорные трубы преимущественно 2,5"; для обеспечения беспрепятственного пропуска и извлечения скважинных приборов башмак НКТ образуется направляющей воронкой.

 

3.2.2 Основные требования  к технологии исследования профилей приемистости.

 

Технологические операции по подготовке водонагнетательных скважин к исследованию профилей приемистости приборами прямого  измерения (расходомерами) и по проведению самих исследований, коррекция полученных профилей и их интерпретация производятся в соответствии с действующими методическими документами по применению потокометрических скважинных измерений при послойном определении характера экспуатируемого разреза.

При исследованиях должны выполняться следующие основные требования:

- до начала исследований  должен быть проведен замер  приемистости скважины;

- путем сопоставления  замеренной приемистости на поверхности и суммарной приемистости, измеренной глубинным прибором, при его установке над верхними перфорационными отверстиями должен быть определен поправочный коэффициент, учитывающий неполную пакеровку прибора и возможное несоответствие скважинных условий условием градуировки прибора;

-  исследование должно  проводиться при установившемся режиме нагнетания (режим можно считать установившимся, если за 30 мин показания прибора, установленного над верхними перфорационными отверстиями, расход воды изменяется не более чем на 3% );