Геологический контроль процесса разработки. Фонд скважин. Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК.

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам) приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважин по жидкости (безводный – по нефти, обводненной – по нефти и воде) измеряется в

с помощью автоматизированных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет установить отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

при недостаточно надежной работе систем «Спутник» обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа «Агат-1», а при использовании индивидуальной замерной установки – турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, установленным на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в

вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в

измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить приостановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

дебиты скважин при добычи природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, - поплавковыми, мембранными, сильфонными.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпритации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большоет значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

Пластовое давление контролируется путем замеров статического давления по каждой скважине. При контроле используется приведенное пластовое давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость

Контроль за пластовой температурой заключается в измерении температуры в скважинах, а также температуры нагнетаемой в пласт воды.

Контроль за равномерным перемещением ВНК осуществляется через наблюдательные скважины с помощью геофизических исследований (определяется текущая глубина ВНК).

Контроль за равномерным стягиванием контура нефтеносности (внешнего и внутреннего) и контура газоносности.

Контроль за направлением и скоростью движения жидкости в пласте, выявление невыработанных пластов и участков залежи, оттоков нефти за контуры залежи.

Фонд скважин на месторождении подразделяется на группы:

контрольные (пъезометрические и наблюдательные)

поглощающие, водозаборные – вспомогательные скважины

Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежи (для поддержания пластового давления, для вытеснения нефти, для снижения вязкости нефти и т.д.).

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пласте:

пъезометрические служат для наблюдения за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье;

наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пласта – за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности.

Поглощающие скважины используются для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

Карты текущих отборов составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Исходными данными являются следующие данные по скважинам:

Карту накопленных отборов и закачки по скважинам составляют обычно 1 раз в год. На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает накопленной добыче жидкости. Выделяются секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. Исходной информацией для составления карт отбора является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам).

Картами изобар (карты равных пластовых давлений) называют нанесенную на план расположения забоев скважин линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Строят по данным замеров динамического пластового давления, при построении карт используют приведенное пластовое давление.Строят для наблюдения за изменением и распределением пластовых давлений в процессе разработки пласта. Данными для построения карт служат замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле продуктивного пласта).

При построении карт изобар учитывают следующее:

· исходные данные о давлениях как правило не соответствуют дате построения карты, поэтому необходимо в замеренные значения вносить поправку на время. Это приблизительно делается с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар;

· зависимость давлений от глубины залегания пласта и необходимость приведения их к избранной условной плоскости;

· отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и экстраполяции давлений.

С помощью карт выявляют степень связи залежей с законтурной зоной, определяют фильтрационную характеристику пластов.

Для построения карт поверхности текущего ВНК необходимо проводить комплекс исследований:

· промысловые испытания скважин; ВНК должен находиться в интервале между низшим положением интервалов перфорации, из которых получена безводная нефть, и высшим из интервалов, давшим при испытании 100% воды;

· изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение;

Для установления ГНК строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и исходя из этого определяют ГНК.

При ограниченном числе данных о глубине залегания ВНК по скважинам для построения карты поверхности ВНК используют метод схождения. Берут структурную карту, построенную по кровле пласта. Между скважинами, у которых определена глубина ВНК, проводят интерполяцию отметок отбивки ВНК с сечением, равным сечению изогипс структурной карты, и строят карту глубин залегания поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение контура нефтеносности.

Положение внутреннего контура нефтеносности определяют с помощью структурной карты подошвы продуктивного пласта.

Общие сведения о Гремихинском месторождении

Поднятие, к которому приурочено рассматриваемое месторождение, впервые зарегистрировано в профиле МОВ ”Постол-Кама” в 1962 г. В течение 1963-64 г.г. в районе обнаруженного поднятия были проведены дополнительные уточняющие исследования МОВ, подтвердившие наличие структуры и позволившие по данным указанных сейсмических исследований заложить параметрическую скважину 81.

В 1964 г. в процессе бурения указанной скважины было открыто Гремихинское месторождение, причем, нефтеносность оказалась приуроченной к отложениям карбона. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 г. и завершено в октябре 1967 г. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений, среди которых наибольший вес занимает пласт А-4 башкирского яруса.

В административном отношении Гремихинское нефтяное месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии в 25-30 км. к востоку от г.Ижевска и к юго-западу от г.Воткинска. Крупных населенных пунктов на территории месторождения нет; исключение составляют деревни: Гремихи, Скидки, Молчаны, Колюшево и другие. Территория площади относится к бассейну реки Камы – на водоразделе рек Кама и Позимь. Орография месторождения представлена высокой равниной, глубоко изрезанной сетью оврагов и ручьев. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка, Докша, являющиеся притоками Камы. Максимальные абсолютные отметки рельефа достигают в центральной (+186,6 м.) и в северо-восточной (+217 м.) частях площади; минимальные составляют +95-100 м. Площадь частично покрыта хвойными лесами, в ее пределах имеется редкая сеть грунтовых дорог. В 15 км. к северо-западу от площади тянется шоссейная дорога Ижевск-Воткинск. В 10 км. в том же направлении проходит железнодорожная ветка Ижевск-Воткинск с ближайшей станцией Июльское. В 3 км. к юго-западу от площади проходит шоссейная дорога Ижевск-Гольяны. В 6-8 км. на реке Кама находится пристань Гольяны.

Климат в районе континентальный с продолжительной (6 месяцев) зимой. Средняя годовая температура +2°С. Годовое количество осадков – около 500 мм.

Геолого-физическая характеристика Гремихинского месторождения

В геологическом строении Гремихинского месторождения участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями нижнего и среднего карбона. В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к тульскому (Тл- I, Тл- II) и бобриковскому (Бб-I, Бб-II, Бб-III) горизонтам яснополянского надгоризонта. В среднем карбоне продуктивными являются башкирские отложения (пласт А-4) и прослои пористых известняков верейского горизонта (В-I, В- II, В- III). В бобриковском и тульском горизонтах выделяются песчаные нефтенасыщенные прослои с общими толщинами пород от 44 до 84 м. Башкирский ярус сложен известняками органогенными, оолитовыми, пористыми, кавернозными с общей толщиной до 80 м. Верейский горизонт сложен частым переслаиванием терригенных и карбонатных отложений. В нижней части разреза преобладают известняки пористые, местами нефтенасыщенные с преобладанием детритовых и оолитовых разностей. В верхней части верейского горизонта преобладают аргиллиты. Общая толщина его пород изменяется от 50 до 55 м.

Гремихинское месторождение, как показано выше, представлено тремя объектами разработки, границы которых достаточно хорошо вписываются в плане. Такое благоприятное размещение залежей нефти позволяет более эффективно использовать фонд скважин базового объекта – пласта А-4 башкирского яруса.

Литологически (табл.1) породы пласта А-4 представлены неравномерным переслаиванием светло-серых плотных, а также органогенно-обломочных, плотных пелитоморфных и поровых известняков.

Последние две разности насыщены нефтью и имеют темно-бурую окраску. В них наблюдаются каверны и трещины, насыщенные нефтью. Извилистые трещины, наблюдаемые и в плотных разностях, могут оказаться проводящими, но, учитывая их сравнительно малую плотность и прерывистость за счет постседиментационной кальцитации, можно предположить, что они не являются заметными путями фильтрации флюидов.

Тип залежи пластовый, сводовый: по условиям залегания нефти залежь массивная. Она приурочена к брахиантиклинальной складке северо-западной ориентации с размерами 7,5х3,4 км.

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: