Геолого-промысловый контроль при разработке Федоровского месторождения. Курсовая работа по теме Геологопромысловый контроль при разработке Федоровского месторождения
 Скачать 1.57 Mb.
|
 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» СУРГУТСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА (Филиал ТИУ в г.Сургуте) Отделение СПО КУРСОВАЯ РАБОТА по теме «Геолого-промысловый контроль при разработке Федоровского месторождения». Группа НРт-18-(9)-2 Форма обучения очная Выполнил: Солнцев И.В. Руководитель: Евпак Т.Ф. ______________________________- (оценка и подпись руководителя)
Сургут 2021 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Краткая характеристика геологического строения месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» 4 1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Федоровском месторождении. 5 2.ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Контроль за разработкой месторождения как комплексная геолого-промысловая задача. 9 2.2 Контроль за дебитом, обводненностью скважин, перемещением ВНК. 12 2.3 Контроль за изменением пластового давления. 18 3.РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1 Текущая и конечная нефтеотдача пластов. 21 3.2 Определение нефтеотдачи пласта при водонапорном режиме. 23 3.3 Расчет распределения температур по глубине скважины. 24 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 28 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 29 ВВЕДЕНИЕ Целью курсовой работы является: ―закрепление теоретических знаний, полученных при изучении базовых дисциплин; ―ознакомление с содержанием основных работ, выполняемых на предприятиях нефтегазовой промышленности; ―анализ геолого-промыслового контроля при разработке Федоровского месторождения. Для достижения цели необходимо рассмотреть следующие задачи: Охарактеризовать геологическое строение месторождения ПАО «Сургутнефтегаз». Определить геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Федоровском месторождении. Проанализировать методику контроля за разработкой месторождения как комплексную геолого-промысловую задачу. Проанализировать методики контроля за дебитом, обводненностью скважин, перемещением ВНК. Проанализировать методики контроля за изменением пластового давления. 1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Краткая характеристика геологического строения месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» На территории работ ОАО «Сургутнефтегаз» преобладают пластовые сводовые и литологически экранированные типы залежей. Реже встречаются массивные, тектонически экранированные и структурно литологические. В районе деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири коллекторы практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами (пласты АС4-Ю. БС1-4, БС10-11. БС14-23, ЮС1-+4) преимущественно с поровым, терригенным, трещинно-поровым типом коллектора, кроме пласта ЮС0, представленного битуминозными аргиллитами с трещинным и трещинно-кавернозным типом коллектора. Геологическое строение района Федоровского месторождения изучено по материалам бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, сейсморазведки 2D и 3D, выполненных как в пределах собственно исследуемой площади, так и на сопредельных территориях Когалымского, Северо-Кочевского, Кочевского и Федоровского месторождений. Федоровское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области. По нефтегеологическому районированию месторождение приурочено к северной части Сургутского нефтегазоносного района, где промышленная нефтегазоносность разреза установлена в юрских и нижнемеловых отложениях. Разведку залежей необходимо было продолжить с целью более детального изучения структурного плана и выяснения контуров залежей. В результате проведения доразведки в период с 1982-1986 гг. были открыты высокопродуктивные залежи нефти в пластах БС10-11. В пробную эксплуатацию месторождение введено в июле 1986 года. Ближайшими, наиболее крупными эксплуатируемыми месторождениями являются: Холмогорское расположенное (к северу), Южно-Ягунское - в 20 км на восток, Дружное – 50 км на восток, Карамовское - в 75 км на север, Федоровское и Когалымское, непосредственно граничащие с Федоровским месторождением (рисунок 1)  Рисунок 1― Обзорная схема Федоровского месторождения. В геологическом строении исследуемой территории принимают участие разновозрастные породы: от палеозойских до кайнозойских. Палеозойские породы слагают доюрское основание. Терригенные отложения мезозойско-кайнозойского возраста образуют осадочный чехол Западно-Сибирской плиты, толщина которого по данным сейсморазведочных работ составляет более 3000 м. По материалам ГИС эксплуатационных скважин, которыми изучена практически полностью площадь ранее выделявшихся залежей, пласт определяется как водонасыщенный. Таким образом, в разрезе Федоровского месторождения всего выделено 68 залежей нефти, которые связаны с среднеюрским, позднеюрским, ачимовским и неокомским комплексами 17 продуктивных пластов. 1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Федоровском месторождении. На Федоровской площади выявлены 9 залежей нефти. Залежь 1 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 15.0х6.5 км, высота около 55.0 м. Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2137.8 м (скв. №7223) до - 2196.6 м (скв. №3680). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №№1623, 2238, 6024) до 9.0 м (скв. №3610). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.7 м. Залежь 2 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 2.5х1.5 км, высота около 28.0 м. Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2170 м (скв. №3888) до - 2189.7 м (скв. №3898) (граф. прил. 3.18). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №2206) до 4.0 м (скв. №2198) (граф. прил. 3.19). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.4 м. Залежь 3 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 3.7х2.5 км, высота около 24.0 м. Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2159.6 м (скв. №8115) до - 2196.4 м (скв. №1711) (граф. прил. 3.18). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 м (скв. №7411) до 7.1 м (скв. №1669) (граф. прил. 3.19). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.6 м. Также на Федоровской площади выявлено 6 небольших по размеру залежей нефти, примыкающих к зоне неколлектора. Две залежи в районах скважин №1631 и №2195 - литологически экранированные, четыре в районах скважин №№7402, 1808, 1842, 64Р - пластовые, литологически экранированные. Размеры залежей изменяются от 0.6х0.4 до 1.2х0.65 км, высоты - от 3 до 15 м. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 0.3 до 1.2 м. Абсолютные отметки ВНК по залежам изменяются от -2154.0 до -2175.0 м. На Восточно-Моховой площади пласт по разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте по скважинам изменяется от 1 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.3 м до 12.3 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.051 до 1 и в среднем равен 0.381. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 25.2%, проницаемость - 436*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 66.9% . Геологические разрезы пласта АС7-8 представлены на графических приложениях 3.5, 3.7. Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью, как по разрезу, так и по простиранию, имеет сложное строение, часто нижняя часть разреза полностью глинизируется. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 11, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.4 м до 21.4 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.029 до 1 и в среднем равен 0.455. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 26.7%, проницаемость - 346*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 76.2%, нефтенасыщенность - 60.4%. В пределах пласта выявлено 11 залежей на Федоровской (4) и Моховой (7) площадях. Залежь 1 - нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи - 3.9х1.9 км, высота около 17.0 м. Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1835.2 м (скв. №3330) до - 1851.1 м (скв. №3321). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. №3321) до 12.2 м (скв. №7155). Залежь 2 - нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи - 3.7х2.4 км, высота около 21 м. Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1832.6 м (скв. №8199) до - 1856.9 м (скв. №6120). Граница залежи контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт, средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1857 м. Залежь 3 - газонефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Федоровской площади и на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи - 7.0х6.8 км, высота около 35 м. Средняя абсолютная отметка ВНК -1863.0, в зоне слияния с Дунаевским месторождением -1873.0 м. Залежь 4 - нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи - 3.7х1.6 км, высота около 15 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №3947) до 9.9 м (скв. №№2195, 3926). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.5 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1861.5 м. Залежь 5 - нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи - 3.4х2.8 км, высота около 21 м. Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1838.9 м (скв. №2315) до - 1862.7 м (скв. №1719). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №1693) до 15.0 м (скв. №3967). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6.0 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1856 м. Так же в пределах пласта выявлено шесть небольших по размерам залежей нефти. Одна массивная в районе скважины №1906 на Федоровской площади и пять массивных в районах скважин №№3983, 2339, 7606, 6026, 6636 на Моховой площади. Размеры залежей изменяются от 0.4х0.3 до 1.4х0.4 км, высоты - от 3 до 12 м. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 1.7 до 2.9 м. Абсолютные отметки ВНК по залежам изменяются от -1845.2 до -1862.0 м Размеры залежей в среднем 52,0х46,7 км, высота около 60 м. Средняя толщина продуктивных пластов составляет 4,7 м. Пластовое давление 18,9 Мпа, давление насыщения 13,6 Мпа, газовый фактор 51 м3/т. Коэффициент нефтеотдачи составляет 0,49 д.ед. 2.ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Контроль за разработкой месторождения как комплексная геолого-промысловая задача. Для проведения эффективного контроля и регулирования процесса разработки необходимо вначале детально рассмотреть состояние разработки залежи нефти. Для этого нужно проанализировать состояние скважин на дату изучения, динамику изменения основных геолого-технических показателей, состояние обводнения залежи и характер распределения пластовых давлений на карте изобар. Изучение основных показателей состояния разработки позволит оценить полноту выработки запасов по отдельным участкам пласта, эффективность применяемой системы разработки и наметить мероприятия по регулированию разработки в целях интенсификации добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи. Для наглядного изображения состояния разработки пласта составляется план-диаграмма. План-диаграмма представляет собой структурную карту по кровле данного пласта, на которой при помощи условных обозначений показаны на определенную дату скважины следующих категорий: 1) находящиеся в эксплуатации и дающие (раздельно) чистую нефть и нефть с водой; 2) выбывшие из эксплуатации вследствие обводнения; 3) выбывшие из эксплуатации вследствие перехода на газ; 4) выбывшие из эксплуатации вследствие истощения; 5) давшие при испытании воду; 6) давшие при испытании газ; 7) оказавшиеся при испытании непродуктивными вследствие ухудшения коллекторских свойств пласта; 8) нагнетательные; 9) пьезометрические, наблюдательные и т. п. Совершенно очевидно, что рассмотрение такой диаграммы позволяет получить полное представление о состоянии разработки пласта на данную дату. Для установления динамики изменения состояния разработки такие диаграммы составляются на различные даты. Другим наглядным показателем динамики эксплуатации залежи и состояния разработки является график эксплуатации пласта. На графике, приведённом в приложении, схематично приведены кривые лишь для некоторых показателей, характеризующих динамику разработки. Графическое изображение поведения пласта в процессе эксплуатации позволяет исследовать отдельные функции пласта и изучить их взаимосвязь. Путем снятия ординат отдельных функций для данной абсциссы (например, для времени Т1) строят ряд производных графиков, характеризующих зависимость между давлением и текущей добычей нефти (точки 1 и 3), давлением и суммарной добычей нефти (точки 1 и 2), текущей добычей нефти и газовым фактором (точки 3 и 4) и т. п. Снимая указанные соотношения для ряда других точек оси асбцисс (для Т2, Е3 и т. п.), строят дополнительные кривые, характеризующие поведение пласта в процессе разработки. Далее, для рассмотрения характера распределения пластовых давлений строят карты изобар, используя замеры пластовых давлений глубинным манометром, замеры уровней, учитывая также данные пьезометрических и наблюдательных скважин. 2.2 Контроль за дебитом, обводненностью скважин, перемещением ВНК. Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявлении факторов, влияющих на динамику добычи и обводнение залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом. Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти. Сюда относятся изучение влияния плотности сетки скважин на темп отбора и нефтеотдачу, проведение глубинных исследований гидродинамическими методами, осуществление различных промысловых исследований (замеры дебита, приемистости, обводненности и т. д.), химические анализы нефти и воды, радиометрические исследования, определение особенностей выработки пластов с помощью расходомеров и дебитомеров и др. Большое значение имеет проведение промыслово-геофизических исследований, с помощью которых решаются различные технические (при нарушении обсадных колонн, для определения высоты подъема цемента, при наличии заколонного движения жидкости и т. п.) и геолого-промысловые задачи (особенно в отношении контроля за заводнением неоднородных и расчлененных пластов). Основой комплекса исследований заводнения пластов являются импульсные нейтронные методы, создание и внедрение которых резко улучшило контроль за процессом выработки продуктивных пластов. Широкое применение этих методов позволило установить важнейшие особенности заводнения пластов, способствовало созданию контроля за разработкой и обеспечило эффективность проведения работ по изоляции обводненных пластов. В обязательный комплекс промыслово-геофизических исследований Татарии введено опробование пластов на кабеле в скважинах, бурящихся для уплотнения ранее спроектированной сетки скважин, и на заводненных участках. При внедрении интенсивных систем разработки с применением очагового и различных видов площадного заводнения большое значение имеют методы контроля за разработкой с использованием меченых жидкостей (изотопов). Результаты проведенных работ свидетельствуют о широких возможностях этих методов при решении ряда задач нефтепромысловой геологии и контроле за разработкой. Эти методы позволяют оцепить степень гидродинамической связи между пластами эксплуатационного объекта, между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, определить участки аномально высоких скоростей движения закачиваемой воды, установить эффективную мощность пласта, обнаружить застойные зоны и целики нефти в заводненных зонах, уточнить корреляцию пластов, оценить охват залежи заводнением. Таким образом, радиометрические и другие методы промыслово-геофизических исследований в комплексе с геолого-промысловыми данными дают возможность систематически следить за положением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности, устанавливать направление и скорость движения жидкости в пласте, выявлять невырабатываемые пласты и участки залежи, обнаруживать оттоки нефти в законтурную часть залежи, определять ряд параметров, позволяющих оценивать заводненный объем залежи и коэффициент нефтеотдачи на разных стадиях разработки, а также решать различные задачи по техническому состоянию скважин и их обводнению. Всестороннее использование указанных методов дает возможность для обоснования необходимых мероприятий по улучшению системы разработки в целях эффективного и полноценного извлечения из недр нефти. 2.1 Стадии разработки и их характеристика. 2.2 Контроль за дебитом, обводненностью скважин, перемещением ВНК. Решение проблемы технологического контроля за дебитом продукции нефтяной скважины представляет весьма сложную задачу. Идеальный вариант решения проблемы технологического контроля продукции нефтяной скважины это получение непрерывной информации о количественном составе всех компонентов в составе продукции скважины, а именно: газе, нефти и воде, а также температуре, давлении, вязкости жидкости и плотности. Средство измерения, позволяющее измерять в потоке водогазонефтяной смеси количественный состав каждого составляющего компонента продукции, а также вязкость, плотность, температуру и давление, представляет сложную измерительную систему. К сожалению, в настоящее время промышленного образца такой измерительной системы не создано. В России и в других странах ведутся лишь опытные работы по созданию такого средства измерения. Поэтому нефтяникам пока предлагаются лишь опытные образцы измерительных систем, в которых информацию о составе в жидкости воды и нефти получают косвенным методом через измерение высоты гидростатического столба жидкости, затем, по этой величине вычисляется плотность жидкости и по заданным константам плотности воды и нефти вычисляется их соотношение. Понятно, что такой метод определения компонентного состава жидкости даёт большую ошибку, но он достаточно прост и для реализации этого метода имеются освоенные промышленные образцы таких измерительных систем. Как видно, в силу сложившихся выше изложенных обстоятельств на нефтяных промыслах вынуждены в основном вести контроль только за дебитом жидкости, находящейся в составе продукции скважины. О количественном же составе жидкой продукции скважины, а именно, воде и нефти судят по результатам периодически отбираемых проб, которые анализируются в лабораториях нефтепромысла. Объём попутно добываемого газа, как правило, не учитывается. Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами. Расходомерами измеряют расходы воды, нагнетаемой в скважину, дебитомерами — притоки нефти, газа и их смеси с водой. Дебитомеры и расходомеры делятся на механические и термокондуктивные, по способу регистрации — автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность), по условиям измерений — напакерные и беспакерные. Механические дебитомеры (расходомеры) В механических дистанционных дебитомерах и расходомерах обычно используются преобразователи скорости потока жидкости. Чувствительным элементом служит турбинка вращающаяся набегающим потоком того или иного флюида. Скорость вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока. На роторе турбинки укреплен кольцевой магнит, взаимодействующий с магнитной стрелкой. Вторая колеблется вокруг оси. Один оборот кольцевого магнита вызывает одно полное колебание стрелки между упором и неподвижным контактом, в результате чего замыкается и размыкается токовая цепь. Для увеличения времени, в течение которого электрическая цепь замкнута, служит дополнительный магнит. При замыкании цепи в линию связи поступает электрический импульс тока. Скорость вращения турбинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Контактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную работу прибора при скорости вращения турбинки до 3000 об/мин. Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором. Пакер (рис. 2) служит для перекрытия сечения скважины и для направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи. Регистрацию данных производят либо в непрерывном («напротяжке»), либо в поточечном (замеры «поточкам») режимах. Для увеличения чувствительности расходомера в последнее время широко применяются модули с раскрывающимися вертушками (рис. 2).  Рис.2―строение паркера. Методика проведения исследований скважин механическими дебитомерами и расходомерами заключается в следующем. Прибор опускается в скважину до кровли верхнего перфорированного пласта и при открытом пакере или центраторе производятся периодические отсчеты и запись показаний. При этом регистрируются показания калибратора, нулевые линии и показания суммарного дебита. Затем при закрытом пакере прибор опускается на забой. При подъеме прибора с прикрытым пакером со скоростью 60-80 м/ч записывается непрерывная диаграмма до воронки насосно-компрессорной трубы (НКТ). По данным полученной непрерывной дебитограммы намечают положения точечных измерений дебита. На участках кривой с резкими изменениями дебита, расстояния между точками наблюдения выбирают через 0.4 м, на участках с малыми изменениями дебита — через 1-2 м. Измерения на точках выполняют с полностью открытым пакером в течение 1 мин. При перемещении прибора на другую точку пакер прикрывают. Механические дебитомеры и расходомеры позволяют: 1)определять общий дебит или расход жидкости по пластам; 2)получать профиль притока и приемистости жидкости по мощности перфорированного пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах; 3) осуществлять контроль за техническим состоянием скважин; 4)определять перетоки между перфорированными пластами после остановки скважины. Преимущество механических дебитомеров — их малая чувствительность к составу протекающего флюида. Недостатком механических расходомеров является их низкая пороговая чувствительность, по этому часто подошва работающего интервала отбивается выше нижней границы перфорированного участка, а малые притоки или поглощения жидкости могут оказаться не зафиксированными. Невозможно проводить исследования механическими дебитометрами в случае, если флюид «загрязнен» какими-либо механическими примесями. Всвязисэтиминтерпретациямеханическихпрофилеграммдолжнаосуществлятьсявкомплексестерморасходограммамиикривымивысокочувствительнойтермометрии. А также непригодность для изучения потоков загрязненных жидкостей. Термокондуктивные дебитомеры (расходомеры) Термокондуктивные расходомеры работают по принципу термоанемометра. Т.е. их работа основана на определении количества тепла, от даваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости. В поток скважинной жидкости помещается спираль, нагреваемая постоянным стабилизированным током до температуры, превышающей температуру окружающей ее среды. Эта же спираль ― термосопротивление является датчиком дебитомера и расходомера. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает спираль и тем самым из меняет ее активное сопротивление. Температура датчика колеблется в зависимости от скорости движения охлаждающей жидкости. Фиксируя изменение сопротивления термодатчика, получают кривую термокондуктивной дебитометрии (расходометрии). Величина теплоотдачи термосопротивления зависит также от тепловых характеристик среды, силы тока, диаметров скважины и колонны. В скважине с постоянным диаметром и однородной средой на теплоотдачу термосопротивления влияет только средняя линейная скорость потока, что позволяет измерить его скорость и построить профиль притока или поглощения флюида. Термокондуктивные дебитомеры (расходомеры) типа СТД обладают более высокой чувствительностью, не вносят гидродинамических сопротивлений в поток, имеют высокую проходимость в скважинах из-за отсутствия пакера, не подвержены влиянию загрязняющих механических примесей и надежны в работе. Однако показания термокондуктивных дебитомеров (расходомеров) существенно зависят от состава смеси, протекающей по стволу скважины, по этому термодебитограммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида. Обводненность В условиях вытеснения нефти водой геологические условия залегания нефти и свойства ее оказывают значительное влияние на характер обводнения пласта. Обычно в залежах нефти наиболее проницаемые зоны и линзы пласта обводняются в первую очередь, а на слабопроницаемых участках наблюдается очень медленное продвижение воды. В залежах массивного типа, которые подстилаются подошвенной водой, создаются более благоприятные условия для постепенного подъема водонефтяного контакта, однако нередко с образованием конусов воды. Значительная неравномерность обводнения характерна для залежей с вязкой нефтью, а также для залежей неоднородных пластов. Динамика обводнения залежей с различным соотношением вязкостей нефти и воды в пластовых условиях весьма разнообразна. В залежах нефти с отношением вязкостей нефти и воды (μо) не более 3-4 безводный период продолжительный и интенсивное обводнение обычно развивается со второй половины третьей стадии разработки. При μо>4, как правило, наблюдаются краткий безводный период, быстрый рост обводнения уже на первой-второй стадиях разработки, продолжительный срок добычи нефти с обводненностью более 70-90 % . При неоднородности пласта характер указанного обводнения усложняется. В этом случае к некоторому снижению обводненности продукции приводит применение более плотных сеток скважин. Особо неблагоприятные условия отмечаются для залежей с μо>10: залежь быстро обводняется, содержание воды в продукции достигает 80-90%, скважины характеризуются длительным водным периодом эксплуатации. Следовательно, эксплуатация скважин до их полного обводнения (не менее 97-99% обводненности), особенно скважин, расположенных в зонах выклинивания и в зонах стягивания контура нефтеносности, является вполне рентабельной. О целесообразности длительной эксплуатации высокообводненных скважин свидетельствуют результаты анализа на ряде месторождений нефтегазоносной области по скважинам с обводненностью более 80 %. Установлено, что отбор нефти на одну скважину после обводнения более чем на 80 % достигает 5-10 % от суммарного отбора нефти за весь период работы скважины (а в отдельных случаях, например, на месторождении Вэлли в США, значительно больше). За период эксплуатации с обводненностью более 95 % добывается 1,5 % от суммарного отбора. Продолжительность эксплуатации скважин действующего фонда с обводненностью более 80 % в среднем составляет 3,6-5,3 года. Весьма полезно проведение форсированной эксплуатации в обводненных скважинах. Практика проведения таких работ в Чечено-Ингушетии и Азербайджане показала увеличение нефтеотдачи в обводненных пластах с малой вязкостью нефти на 2-3 и даже 10-12 %. Перемещения ВНК, ГНК, ГВК определяют при исследовании необсаженных оценочных скважин, контрольных и дополнительных скважин. Наиболее точные данные об изменении положения контактов получают в необсаженных и обсаженных неперфорированных скважинах по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных скважинах определение текущих положений флюидоконтактов затруднено из-за влияния динамических сил при скважинной и удаленных частей пласта. Контроль перемещения ВНК Определение текущего положения ВНК по данным ГИС имеет свои особенности для обсаженных и необсаженных скважин в зависимости от минерализации вод, вытесняющих нефть. Положение ВНК вне обсаженных оценочных, контрольных скважинах с открытым стволом или обсаженных неметаллической колонной в продуктивной части paзрезa, а также в дополнительных скважинах, пробуренных в процессе эксплуатации месторождения, устанавливается методами электрометрии аналогично определению границ первоначального ВНК. Эта информация о перемещении ВНК является наиболее достоверной. Контроль перемещения ВНК в обсаженных скважинах осуществляется в основном методами радиометрии. Наиболее точно положение ВНК определяется в обсаженных неперфорированных скважинах. Нахождение текущего положения ВНК по данным нейтронных методов основано на различии хлоросодержания в нефтеносной и водоносной частях коллектора, которое неодинаково влияет на показания НК. Положение текущего ВНК находят таким же способом, что и определение его первоначального положения. 2.3 Контроль за изменением пластового давления. Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции. Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления. Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле: Рпл.пр=Рпл.з gh где Рпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения. Поправку gh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. 3.РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1 Текущая и конечная нефтеотдача пластов. В эксплуатации Федоровского месторождения находятся пласты  , ЮС11 ,  ,  ,  . (Рис.3) Рисунок 3―Обзорная картаФедоровского месторождения.  Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам:  .Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим:  .Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения. Нефтеотдача выражается в долях единиц. Следует иметь в виду, что точность такого подсчета зависит главным образом от точности определения параметров, по которым определялись начальные балансовые запасы нефти по участку. Для определения текущего коэффициента нефтеотдачи для площади, охваченной заводнением, пользуются соотношением где Кв - коэффициент вытеснения; К′охв-коэффициент охвата заводнением площади объекта; К′′охв-коэффициент охвата заводнением мощности объекта. Большую роль при определении остаточной нефти и коэффициентов нефтеотдачи в заводненных, и промытых участках пласта играют оценочные скважины, а также промыслово-геофизические исследования в обводненных скважинах. Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что η даже при воздействии на пласт с помощью заводнения в большинстве случаев не превышает 0,5-0,6. Анализ состояния разработки большинства месторождений СНГ показывает, что объем нефти, оставляемой в пластах на месторождениях, заканчиваемых разработкой или находящихся в поздней стадии разработки, весьма значителен. Только по 200 таким месторождениям, залегающим на глубинах до 1200 м, он составляет свыше 3 млрд. т. Огромное количество нефти остается и в пластах месторождений, которые разрабатываются в настоящее время; из них извлекается около 50 % первоначальных балансовых запасов нефти. Совершенно очевидно значение повышения нефтеотдачи пластов. Увеличение нефтеотдачи хотя бы на 1 % даст в масштабе страны десятки миллионов тонн в год дополнительно нефти, что равносильно открытию большого количества крупных нефтяных месторождений. Для совершенствования существующих методов разработки и повышения коэффициента нефтеотдачи необходимо уделить особое внимание вопросам более рационального выбора плотности сеток и размещения эксплуатационных скважин, увеличения закачки воды в пласт, повышения перепада давления между зонами нагнетания и отбора жидкости, применения форсированного отбора жидкости из сильнообводненных пластов и др. Большое значение для повышения нефтеотдачи пластов имеет проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти (МИН). Следует, однако, иметь в виду, что успешное применение различных физико-химических и тепловых МИН требует достаточно плотной сетки скважин (нередко до 0,02 км2/скв.), что вызывает необходимость доуплотнения существующих сеток. Значительно улучшают нефтевымывающие свойства закачиваемой воды добавки поверхностно-активных веществ (особенно так называемых неионогеиных ПАВ, например, полиэтилена и др.). Хороший эффект наблюдается при добавке в закачиваемую воду загустителей - жидкого стекла, полимеров. Наибольшее применение получили полиакриламиды (ПАА). Применение загустителей нередко повышает η на 12-20 %. Нагнетание в пласт водовоздушных (водогазовых) смесей и пен (пенообразующих агентов) также способствует вытеснению нефти и снижению количества попутно добываемой воды. Весьма эффективной является закачка воды с растворенным в ней СО2 (карбонизированной воды). Нагнетание сухого газа под высоким давлением (выше 26 МПа) повышает нефтеотдачу почти на 10-15 %. Использование при закачке воды оторочки из сжиженных газов (обычно пропана) также способствует более полному вытеснению нефти. Наконец, более полного вытеснения нефти можно добиться путем применения различных термических методов: закачки в пласт перегретого пара, горячей воды, прогрева призабойной зоны с помощью электронагревателей. Весьма перспективным направлением является осуществление подземных термоядерных взрывов с целью увеличения проницаемости за счет создания искусственной трещиноватости. 3.2 Определение нефтеотдачи пласта при водонапорном режиме. Определить среднюю нефтеотдачу при водонапорном режиме для указанных (ниже) двух периодов времени. Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы Sна данный момент находим по формуле.  Где числитель -количество воды, поступившей в залежь взамен такого же количества добытой нефти, знаменатель -(100-S) -начальный запас нефти величины Sви Sвыражены в процентах. Таким образом, через 5 лет  Через 8 лет  3.3 Расчет распределения температур по глубине скважины. 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 т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина - пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью. Диагностика осуществляется в течение всей "жизни" скважины: при заканчивании, эксплуатации и ремонте. При этом скважины подразделяют по типам (категориям) в соответствии с режимом работы, способам эксплуатации, конструкцией и т.д. С точки зрения методических особенностей решения задач скважины можно классифицировать следующим образом. Простаивающие. Неперфорированные (контрольные, наблюдательные и в ожидании перфорации после бурения) и перфорированные (пьезометрические, в ожидании КРС). Действующие. Добывающие (фонтанные, ШГН, ЭЦН, газлифтные) и нагнетательные (закачка воды, газа, теплоносителя). Особо стоят здесь скважины при опробовании и освоении, которые при исследованиях нельзя отнести ни к простаивающим, ни к действующим, поскольку они содержат в себе режимные элементы скважин различных категорий, но только очень короткий промежуток времени. Осваиваемые (опробуемые). Скважины после бурения и в КРС. Исходя из категории скважин, геофизические исследования для получения информации проводятся в свободной колонне, в НКТ, в межтрубном пространстве. Диагностика скважин в различные периоды "жизни" (заканчивание, эксплуатация, ремонт) имеет свои особенности. Они сводятся к тому, что решение задачи осуществляется при различных режимах работы скважин и, следовательно, при установившихся, квазистационарных, неустановившихся и переходных температурных полях в скважинах. Тепловое поле инерционно: для расформирования теплового возмущения в скважине требуется время, определяемое теплофизическими свойствами системы, длительностью возмущения и применяемой аппаратурой. Поэтому следующая особенность связана с тем, что (при измерениях) в различные периоды "жизни" скважины на термограммах может отражаться тепловая история скважины. Так, приосвоении после бурения могут наблюдаться тепловые аномалии, связанные с бурением, цементажом, перфорацией и т.д.; в ремонте могут наблюдаться аномалии, обусловленные эксплуатацией. Задачи необходимо решать в длительное время работающих скважинах при быстроменяющихся процессах, связанных с кратковременностью работы скважины, и в длительное время простаивающих скважинах. Поэтому, при разработке методики исследований необходимо учитывать особенность, связанную с временным фактором Принятая на предприятиях технология освоения связана с применением компрессора и сваба. Исследования при вызове притока флюида в период освоения проводят при переменных давлениях в скважине. Для освоения в скважину предварительно спускают НКТ, через которые можно проводить исследования в процессе компрессирования или после извлечения сваба. Необходимость решения задач в интервалах, перекрытых НКТ, возникает также в нагнетательных скважинах и в скважинах ЭЦН. Изменение давления в системе можно наблюдать не только при освоении, но и в длительное время работающих скважинах. Отличия могут быть в скоростях (темпах) изменения давления, что необходимо учитывать. В действующих скважинах изменение давления и системы в целом наблюдается при кратковременной их остановке, а затем - пуске. При стравливании избыточного давления (разрядке) в межтрубном пространстве перед исследованием насосных скважин происходит относительно быстрое изменение давления в системе. Освоение характеризуется кратковременным пуском скважины. Как правило, скважина перед освоением промывается, и чаще всего, пресной или опресненной водой. В таких условиях, если из осваиваемого пласта поступает более минерализованная вода, в зумпфе скважин существуют условия для возникновения гравитационной конвекции. Кроме того, промывка, в зависимости от ее длительности, сама нарушает тепловое поле в скважине. Ряд месторождений характеризуется высоким значением давления насыщения нефти газом. Это приводит к тому, что при эксплуатации скважины работают с забойными давлениями ниже давления насыщения. В таких условиях в скважине наблюдаются многофазные потоки (нефть, газ, вода). При освоении скважин многофазные потоки могут, очевидно, возникать и при более низких давлениях насыщения, поскольку забойное давление здесь определяется глубиной спуска НКТ и может быть еще ниже. Различие пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая обводненность скважин при низких дебитах - это условия, которые также необходимо учитывать при температурной диагностике, поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины. Еще одна особенность, которую необходимо учитывать при термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить к искажению регистрируемых термограмм. Таким образом, существует многообразие факторов, влияющих на распределение температуры в скважине. Для достоверного решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Федоровском месторождении, а также характеристика ПАО «СургутНефтегаз» являются важной основой для принятия стратегических решений в плане нефтедобычи, при которых учитываются такие аспекты как финансовые затраты, а также простота выполнения операций с использованием стандартного набора оборудования. В курсовой работе была приведена характеристика геологического строения месторождения ПАО «Сургутнефтегаз», определены геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Федоровском месторождении, проанализирована методика контроля за разработкой месторождения, а также проанализированы методики контроля за дебитом, обводненностью скважин, перемещением ВНК и методики контроля за изменением пластового давления. Таким образом, были закреплены теоретические знания, полученные при изучении базовых дисциплин; произведено ознакомление с содержанием основных работ, выполняемых на предприятиях нефтегазовой промышленности, проанализирован геолого-промысловый контроля при разработке Федоровского месторождения. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. -Т.4. Кислотная обработка скважин/В.Н. Глущенко, М.А. Силин; под ред. проф. И.Т. Мищенко -М.: Интерконтакт Наука, 2010.-703 c. Ахметшин М.А. Повышение производительности нефтяных скважинобработкой призабойной зоны растворами поверхностноактивныхвеществ / Автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 1968. – 16 с Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1982. - 311 с. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М71 2-е изд., испр. - М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с. . Исхаков И.А. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть»/И.А. Исхаков – М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтепромысловое дело. – 2003, – №8 – с. 33–37 13 Оптимизация плотности сетки скважин/В.Ф. Усенко, Е.И. Шрейбер, Э.М. Халимов и др. – Уфа: Башкнигоиздат, 1976. – 160 с. 14 Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана/К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 424 с. 15 Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки/А.А. Газизов. – М.: Недра, 2002. – 342 с. Ривкин П.Р. Техника и технология добычи нефти и подготовки нефти на нефтепромыслах : Справочное пособие для разработчиков нефтегазовых месторождений. 2-е изд. - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2008 - 496 с. . Петров А.И., Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972. . Коршак А.А. Основы нефтегазового дела / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. -Уфа: Дизаин Полиграф Сервис, 2002. |