Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении - Курсовая работа

Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметрах пластов и скважин и т д. За последние годы были разработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующим компьютерным обеспечением (так называемые электронные манометры второго поколения) Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов. В общем комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования PVT, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС.Приобское месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В географическом отношении месторождение находится в центральной части Средне-Обской низменности Западно-Сибирской равнины. Район работ удален на 65 км к востоку от Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от г. Вблизи района ведется разработка крупных месторождений: Приразломного, расположенного в непосредственной близости, Салымского, расположенного в 20 км на восток от Приобского месторождения и Правдинского, в 57 км на юго-восток от района работ. Ханты-Мансийске находится объединение "Ханты-мансийскнефтегаз-геология", нефтеразведочные экспедиции которого ведут большой объем нефте-и газопоискового и разведочного бурения на площадях Сургутского, Салымского и др. нефтегазоносных районов Тюменской области.Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания. 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. Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит.На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до готеривбарремского возраста и составляет около 1 км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю3) и баженовской (пласт Ю0) свит. Изза ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, модели строения залежей к настоящему времени не достаточно обоснованы.У нас в стране, так же как и за рубежом, ведутся работы по созданию и применению следующих методов испытания и опробования пластов: испытание продуктивных горизонтов при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах (с опорой и без опоры на забой): опробование пластов без подъема бурильного инструмента на поверхность; В первый цикл входят начальный открытый период испытания (период притока) и начальный закрытый период испытания (период восстановления давления). Однако такие испытания при помощи испытателей пластов с опорой на забой могут проводиться, если испытываемый пласт расположен на небольшой высоте от забоя скважины. Указанный комплект узлов испытательного инструмента позволяет создавать необходимые режимы притока жидкости из пласта в инструмент и восстановления давления в процессе испытания пластов. I-положение, соответствующее спуску и подъему инструмента, а также переходу от закрытого периода к открытому; II - кратковременный открытый период испытания; III - переход от открытого к закрытому периоду испытаний; IV - закрытый период испытаний.Испытания разведочных скважин проводились в колонне после перфорации испытываемого объекта. Испытания нескольких объектов в скважине производи

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Географо-экономические сведения о районе работ

2. Геологическая часть

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

2.1.1 Литостратиграфический разрез

2.2 Нефтеносность

3. Техническая часть

3.1 Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин

4. Технологическая часть

4.1 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

4.1.1 Анализ методов обработки материалов исследований, применявшихся в актах испытаний скважин

4.2 Технология исследований добывающих скважин

4.2.1 Анализ методов обработки материалов исследований добывающих скважин

4.3 Оценка изменения фильтрационных параметров пластов по площади

4.4 Гидродинамические исследования скважин при забойном давлении ниже давления насыщения

4.5 Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований

5. Экономическая часть

5.1 Определение стоимости проведения гидродинамического исследования

5.2 План работ на скважине № 1002 Приобской площади в интервале 2558 - 2570 м

6. Охрана окружающей среды и недр

6.1 Характеристика месторождения как источника загрязнения окружающей среды

6.1.1 Деятельность НГДУ по охране окружающей среды

6.2 Освоение и гидродинамические исследования скважин

7. Специальная часть

Библиография

Кривые восстановления (падения) забойных давлений (КВД-КПД) являются одним из известных и распространенных методов гидродинамических исследовании скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметрах пластов и скважин и т д.

За последние годы были разработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующим компьютерным обеспечением (так называемые электронные манометры второго поколения) Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов. Особо остро стоят эти вопросы при разработке сложно построенных месторождений, при бурении, эксплуатации и исследовании горизонтальных скважин.

В общем комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен.

Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования PVT, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС.

Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и результатов лабораторных исследований PVT.

Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач: измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;

измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;

определение (оценка) МПФС и параметров пластов - гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС, оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных.