Исследование нагнетательных скважин на месторождении - Курсовая работа

Геологическая часть 2.1 Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения 2.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения 2.3 Характеристика продуктивных пластов 2.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях 2.5 Вывод 3. Технологическая часть 3.1 Общие положения 3.2 Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин 3.2.1 Определение приемистости водонагнетательных скважин 3.2.2 Основные требования к технологии исследования профилей приемистости 3.2.3 Основные способы определения забойных давлений в водонагнетательных скважинах 3.3 Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин 3.4 Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 3.4.1 Термометрия 3.4.2 Расходометрия 3.5 Комплекс и методика проведения исследований 3.5.1 Определение технического состояния водонагнетательной скважины 3.5.2 Определение интервалов поглощения и профиля приемистости платов 3.5.3 Методика проведения исследований в скважинах без НКТ 3.5.4 Исследование скважин в которых перфорированные интервалы перекрыты НКТ 3.6 Технические требования на подготовку и оборудование скважин 4. Однако, отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости от решаемых задач в значительной степени снижает эффективность получения достоверной информации по этой категории скважин. Общие сведения 1.1 Краткая характеристика района Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени и в 15 км от г.Нижневартовска. Рельеф слабо пересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Абсолютный минимум температур -500 С, абсолютный максимум 470 С. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 250 тысяч человек. 1.2 История открытия месторождения Открытию многочисленных месторождений нефти и газа в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов, снизу вверх: БВ10, БВ8, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, к которым приурочены нефтяные и нефтегазовые залежи промышленного значения. Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ1, АВ2-3 и АВ4-5 составляет 1750 м, горизонтов БВ8 и БВ10 соответственно 2130 и 2220 м. Подземные воды повсеместно насыщены углеводородным газом с содержанием СН4=93%, тяжелых УВ=17%, N=1.6-4.15%, CO2=2.13%, SH4 отсутствует. 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. 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).