Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.
Аннотация к работе
Повышение эффективности эксплуатации скважин на нефтяном месторождении 1. Лицензия на разработку ЮЛТ месторождения от 26.12.2001 г., выдана ООО «Газпромнефть-Хантос» на срок до 18.01.2013 г. Все работы по геологическому изучению, разработке и обустройству месторождений на территории лицензионных участков принадлежащих ООО НК «Газпромнефть-Хантос». Объектами промышленной разработки на месторождении в данное время являются пласты АС10, АС12 черкашинской свиты. В соответствии с техническим заданием для проектирования приняты геологическая основа и запасы нефти, соответствующие балансу РФ ГФ по состоянию на 01.01.2012 г. в количестве: геологические: категория В С1 1 043 886 тыс. т. категория С2 261 176 тыс. т. извлекаемые: категория В С1 282 895 тыс. т., КИН - 0,271 категория С2 70 779 тыс. т., КИН - 0,271. Действующим проектным документом является: «Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки южной лицензионной территории Приобского месторождения». Таблица 1.2.1 Сейсмическая изученность лицензионного участка Год проведения работ Метод исследования, масштаб Краткие результаты исследований 1958 г. Рекогносцировочно-площадные сейсмические работы MOB Оконтурено Фроловское поднятие. 1981-1982 гг. МОГТ 1:50 000 Уточнено геологическое строение Верхне-Шапшинского, Восточно-Фроловского поднятий. Получены значения средних и пластовых скоростей, величины горизонтального градиента на Приобской, Родниковой и Русскинской площадях. Основанием для постановки поисково-разведочного бурения на Приобском месторождении послужили материалы сейсморазведочных работ МОВ, МОВ ОГТ и открытие залежей нефти на соседних площадях Салымского нефтегазоносного района. К категории ГДИС отнесены только исследования, направленные на определение фильтрационных и энергетических свойств пластов. Отмечалось применение новых методик ГДИС, таких как: - исследования с применением испытательного комплекса «КИИ-95» в обсаженной скважине в условиях закрытия скважины на забое после длительного свабирования; - комплекс циклических ГДИС с целью мониторинга за изменением энергетического состояния залежей и уточнения ФЕС пластов; - определение параметров трещин гидроразрыва, контроль дизайна ГРП, процессов освоения скважины с первым циклом эксплуатации - с использованием автономных глубинных датчиков давления и температуры; - «on-line» мониторинг (с помощью встроенной измерительной системы «Феникс») - с установкой дистанционного цифрового манометра-термометра под прием ЭЦН; - проведение исследований КСД при запуске скважины в работу (с помощью ЭЦН) (продолжительность записей составляет до 4000 часов); - гидродинамические и промыслово-геофизические исследования при совместной эксплуатации скважиной нескольких пластов; - определение плотности флюида в стволе скважины по изменению градиента давления с помощью двух и более глубинных манометров. На основании анализа проведенных работ и требований проектирования разработки месторождения были обоснованы: - перечень скважин опорной сети для проведения исследований (фонд ППД); - требования к исследованиям добывающих скважин для контроля совместно эксплуатируемых продуктивных пластов АС101, АС121, АС122; - требования к исследованиям добывающих скважин при контроле разработки совместно эксплуатируемых пластов АС121, АС122; Всего в реестр опорных скважин, предназначенных к плановым исследованиям, был занесен 151 объект.