Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ФИЛИАЛ ТЮМЕНСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЕГАЗОВОГО УНИВЕРСИТЕТА»

Кафедра «Разработка и эксплуатация

нефтяных месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»

Тема: «Исследование нагнетательных скважин на месторождении»

Разработал

студент гр. НР-1(2)

Наумов И.В.

Проверил

Трофимов А.С.

Нижневартовск, 2009

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Краткая характеристика района

1.2 История открытия месторождения

1.3 Вывод

2. 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. Охрана труда

5. Охрана недр и окружающей среды

заключение

Библиография

Введение

Основным методом регулирования процесса разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения, которые устанавливаются по результатам исследований нагнетательных скважин. Поэтому решение вопросов исследования нагнетательных скважин с целью систематических наблюдений как за закачкой воды, так и их технического состояния имеет первостепенное значение при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а так же при охране недр и окружающей среды. 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.

В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по комплексу измерений в зависимости от характера решаемых задач при контроле и регулировании процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Приведены основные технические и метрологические характеристики применяемой аппаратуры, определена область её применения.

1. Общие сведения

1.1 Краткая характеристика района

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.

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. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Агинское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востоке), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р.Оби. Рельеф слабо пересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км²), Кымыл-Энтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет - 3⁰ С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-25⁰ С). Самым теплым - июль (+20⁰ С). Абсолютный минимум температур -50⁰ С, абсолютный максимум +47⁰ С.

Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г.Нижневартовск, г.Мегион, п.Покур, п.Вата и другие - расположены на берегу р.Оби в 35 км и более километрах от рассматриваемого месторождения .Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе быстро увеличилась численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов России.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства, и станция железной дороги. 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.

Сравнительно планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В этот период были выполнены следующие работы:

1. Аэромагнитная съемка масштаба 1 : 1000000

2. Аэрогравиметрическая съемка масштаба 1 : 1000000

3. Сейсмозондирование и колонковое бурение.

Комплексная интерпретация результатов этих работ позволила определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы, и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсмических исследований начали проводится с 1957 года. Результаты работ сейсмопартии позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Агинскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году - Самотлорское, Аганское и другие. Промышленно нефтеносные горизонты в них связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями .

После завершения промышленной разведки основных продуктивных горизонтов и утверждение запасов в ГКЗ (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменнефтегаза.

1.3 Вывод

С экономической точки зрения Нижневартовский район можно считать высоко развитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами, позволяет быстро обмениваться информацией, опытом, кадрами и новой техникой. Это позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района.

В области геологической изученности район считается зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 47 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров. Самотлорское месторождение является одним из самых старых месторождений района и лидирует по размерам.

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла. скважина геологический водонагнетательный нефть

Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740-2870м) осадочных пород мезо-кайнозойского возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями.

В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов, снизу вверх: БВ₁₀, БВ₈, АВ_4-5, АВ_2-3 и АВ₁, к которым приурочены нефтяные и нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 м.

Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ₁, АВ_2-3 и АВ_4-5 составляет 1750 м, горизонтов БВ₈ и БВ₁₀ соответственно 2130 и 2220 м.

Помимо этого промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена в пластах ЮВ₁¹ и ЮВ₁² (васюганская свита верхней юры), БВ_19-20 (ачимовская пачка мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ_6-7 (вартовская свита, барремский ярус).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ_6-7, АВ_4-5, АВ_2-3 и АВ₁, и в сеноманском ярусе.

2.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов - первый (олигоцен-четвертичный), второй (турон-олигоценовый), третий (ант-альб-сеноманский), четвертый (неокомский) и пятый (юрский).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценовый комплекс не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Он делит весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж.

Пятый водоносный комплекс - трещиноватая зона фундамента, породы коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Вскрытая толщина комплекса 266-303 метра. Коллекторские свойства низкие (К_по=15-20%, К_пр=0.01-65х10 ^-15 м²). Дебиты изменяются от 0.52 до 6.79 м³/сут при депрессии 5.33 и 4.45 МПа и от 21.0 до 65.3 м³/сут (при динамическом уровне 854 метра). Q_max=138.6 м³/сут (васюганская свита).

Судя по замерам статического уровня, воды этого комплекса напорные. Воды соленые, хлоркальциевого типа, минерализация 22.8-33.3 г/л. 90-95% солевых компонентов приходится на CL^(-) и Na⁽⁺⁾. I-1.7-10 мг/л, Br-44.7-67.1 мг/л, NH₃^(-)-24.0-60.0 мг/л. Характерно отсутствие углекислоты и сероводорода.

Растворенный в воде газ имеет метановый состав. Содержание (в %): CH₄-95.5, C₂H₆-2.3, C₃H₈-1.3, C₄H₁₀-0.5, C₅H₁₂-0.2, C₆H₁₄-0.1, N₂-0.3.

Перекрывается пятый водоносный комплекс пачкой плотных битоминозных аргиллитов георгиевской, баженовской и мегионской свит толщиной 40-50 метров.

Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения мегионской, вартовской и нижней части алымской свит валанжин-готерив барремского возраста. К_по=20-30%, К_пр=20-40х10^-15 - 1х10х10^-12м². Толщина свиты 580-630 метров. Воды являются напорными. Пластовые воды CL-Ca типа с минерализацией пластов БВ от 20.0 до 33.5 мг/л и вышележащих АВ от 17.0 до 24.0 мг/л. Преобладают CL^(-) и Na⁽⁺⁾, содержание которых соответственно 10845.0-20161.0 мг/л и 5864.0-10827.0 мг/л.

Ca⁽⁺⁺⁾=334.0 мг/л(АВ_4-5) = 2220.0 мг/л (БВ₈).

HCO3^(-)=586/4 мг/л(БВ_1-2) = 85 мг/л (АВ₁).

Микрокомпоненты I, Br, NH₄, B и SO₂.

Подземные воды повсеместно насыщены углеводородным газом с содержанием СН₄=93%, тяжелых УВ=17%, N=1.6-4.15%, CO₂=2.13%, SH₄ отсутствует.

Четвертый водоносный комплекс перекрывается пачкой глин алымской свиты толщиной 23-42 м.

Третий водоносный комплекс слагается отложениями покурской свиты апт-альб-сеноманского возраста. Отличается от выше и нижележащих преобладанием песчаных отложений, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Толщина изменяется от 680 до 700 метров.

Водонасыщенные отложения в рассматриваемом районе характеризуются высокими коллекторскими свойствами: пористость 23-32%, проницаемость 30-170х10^-15 м² - 360-970х10^-15 м². Подземные воды покурской свиты использовались для законтурного заводнения.

Воды напорного апт-сеноманского комплекса CL-Ca типа, бессульфатные с минерализацией 15.3 г/л - 19.2 г/л.

Водоупором сеноманского комплекса является мощная (500-800 метров) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста.

Первый водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возраста толщиной 350-360 метров.

Воды комплекса напорно-безнапорные. Дебиты водозаборных скважин на месторождении изменяются от 389 до 717 м³/сут. Комплекс находится в зонах интенсивного и затрудненного водообмена.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения в рассматриваемом районе используются воды атлым-новомихайловского и тавдинского водоносных горизонтов.

2.3 Характеристика продуктивных пластов

2.3.1 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ₁₀

Горизонт БВ₁₀ залегает на глубинах 2100 - 2220 м, и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород.

В настоящее время в составе горизонта выделяются два пласта БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁺².

Пласты БВ₁₀⁰ и БВ₁₀^1-2 разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность залежи пласта БВ₁₀⁰ от залежи пласта БВ₁₀^1-2.

Основная залежь, содержащая 72.8% запасов горизонта, приурочена к южной части структуры. Залежь контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто-нефтяные зоны: Самотлорская и Южно-Белозерная разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 км. ВНК в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 - 2160 м, понижаясь в восточном направлении. Вблизи зон замещения наблюдается подъем ВНК до минус 2114.4 м связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников. Размеры основной залежи 2418.5 км, высота - 125 м.

Северная залежь приурочена к Северу-Белозерной структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10.512 км, высота - 75.

В пласте БВ₁₀⁰ разведаны две залежи Северо-Белозерная и Черногорская.

Северо-Белозерная залежь структурно-литологического типа, содержит 88.5% запасов БВ₁₀⁰. Залежь имеет неправильную форму вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина ВНЗ - 1750 м. ВНК фиксируется на отметках минус 2185 - 2203 м. Размеры залежи 1825 км, высота - 110 м. Черногорская залежь относится к типу пластовых сводовых, расположена в 8 км к северо-востоку от Северо-Белозерной. ВНК принят на отметке минус 2230 м. Размеры ее 37 км, высота - 32 м.

В пределах залежей пласт БВ₁₀⁰ развит в фации промышленно- продуктивных коллекторов, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами. Общая толщина пласта - 15 м.

Объект БВ₁₀ Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабо пространственной выдержанностью слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются:

- гидродинамически связанные коллекторы (ГСК) - пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0.6 и более. Проницаемость ГСК - 0,422 м².10^-12, залегают в кровельной части разреза горизонта;

- прерывистые коллекторы (ПК) - пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0,3 - 0,6. Проницаемость ПК - 0,109 м².10^-12, залегают, как правило, в центральной, реже в кровельной и подошвенной частях горизонта;

- сильно прерывистые коллекторы (СПК), приурочены к интервалам разреза с песчанистостью 0,3 и менее. Проницаемость СПК - 0,036 м².10^-12, залегают в основном в подошвенной, реже в центральной части разреза.

По удельному содержанию объема пород того или иного литологического класса продуктивные пласты подразделяют на 4 типа:

1. Средняя песчанистость Р > 0,7; в разрезе присутствуют лишь ГСК;

2. 0,5 < Р < 0,7; доля ГСК изменяется от 0,5 до 1;

3. Средняя песчанистость 0,3 < Р <0,5; доля ГСК от 0,5 до 0,3; преобладают пропластки, относящиеся к ПК и СПК;

4. Р < 0,3, ГСК в разрезе отсутствует; преобладает СПК, на долю которого приходится 50 - 100% объема нефтенасыщенных пород.

В соответствии с приведенной выше классификацией на большей части площади горизонт БВ₁₀ по своим геологическим характеристикам относится к третьему (45% площади) и четвертому типам строения.

Пласт БВ₁₀ в площади ОДАО "Самотлорнефть" представлен коллекторами, относящимися в основном к классу СПК и ПК, которые характеризуются частым чередованием аргиллитов и плотных пород с прослоями песчаников, имеющих толщины от 0,4 до 4,0 м.

2.3.2 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ₈

Горизонт БВ₈ является основным продуктивным горизонтом Самотлорского месторождения. Отложения горизонта представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине.

По характеру строения, литологическому составу пород и распространению их по площади в разрезе горизонта БВ₈ выделяют сверху вниз три пласта: БВ₈⁰, БВ₈^1-2, БВ₈³.

К выделенным пластам приурочены две нефтяные залежи горизонта: залежь пласта БВ₈^1-3 и залежь пласта БВ₈⁰.

Залежь пласта БВ₈^1-3 - это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 2737.5 км, высота 138 м. ВНК в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 - 2085 м. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи. Залежь приурочена к пластам БВ₈^1-2 и БВ₈³.

Пласт БВ₈¹⁺² развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласта 16 метров.

Залежь пласта БВ₈⁰ относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28.541 км, высота 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров, однако, ВНК отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ₈^1-3. Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи.

Пласт БВ₈⁰ имеет неповсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ₈^1-2 глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах здесь достигает 14.6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ₈⁰ равна 4,8 метров.

2.3.3 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ_4-5

Основная залежь нефти горизонта АВ_4-5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 2718.7 км. Залежь имеет небольшую газовую шапку в сводовой части, занимающую 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, высота центральной газовой шапки 15м. Водонефтяной контакт принимается на отметках - 1670 - 1690 м, газонефтяной контакт на отметке - 1615 м.

Залежь нефти горизонта АВ_4-5 характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 90% ее площади, ширина ее колеблется от 3 до 15 км, на большей части площади 8 - 12 км.

В пределах залежи горизонта АВ_4-5 были выделены следующие типы разреза:

-представленный преимущественно монолитными песчаниками (толщина проницаемого прослоя > 4 м);

-представленный чередованием песчано-алевролитовых и глинистых слоев.

Общая толщина пород, слагающих горизонт АВ_4-5 является значительной - достигает 60 м, эффективные же толщины колеблются от 10 м на западе и северо-западе до 53 м в центре залежи при среднем значении этой величины 30 м, а нефтенасыщенной толщины 19 м.

2.3.4 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ_2-3

Продуктивный горизонт АВ_2-3 общей толщиной 32 м отделен от горизонта АВ_4-5 глинистым разделом толщиной 6 - 10 м и имеет сложное геологическое строение.

Приуроченная к горизонту залежь нефти, относится к типу пластовых сводовых. Залежь имеет газовую шапку размером 1510.5 км и высотой 20 м. Размеры нефтяной залежи 3250 км, высота - 94 м, этаж нефтеносности 75 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0.6 до 14 км, в среднем она равна 2 - 3 км. Водонефтяной контакт установлен на отметках 1680 - 1693 м, отмечается слабый его наклон в восточном направлении. В тонкослоистом разрезе отмечается тенденция к подъему ВНК.

Газонефтяной контакт практически горизонтален с некоторыми отклонениями в ту и другую сторону - 1611 м, обусловленными неоднородностью пластов и ошибками в определении удлинении наклонных скважин.

В пределах залежи продуктивная толща горизонта имеет два типа строения: первый тип представлен чередованием проницаемых слоев толщиной менее 4 м с глинистыми непроницаемыми слоями. Ко второму типу относится проницаемая структура горизонта, когда в разрезе его появляется хотя бы один монолитный песчаный слой толщиной 4 и более метров.

2.3.5 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ₁

Горизонт АВ₁ отделен от нижележащего горизонта АВ_2-3 глинистым разделом толщиной 6 метров.

В составе горизонта выделяют два пласта: АВ₁³ - сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ₁^1-2 - представленный в основном своем объеме сильноглинистыми ("рябчиковыми") породами. Общая толщина пласта АВ₁³ равна 14 м, пласта АВ₁^1-2 - 24 м.

Залежь нефти пласта АВ₁³ относится к типу пластовых сводных с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 3555 км, этаж нефтеносности 75 м. Размеры газовой шапки 1724 км, высота 54 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0, на участках отсутствия слабоглинистых коллекторов пласта, до 6 км, в среднем она равна 2 - 3 км.

Водонефтяной контакт залежей горизонта АВ₁ отбивается на абсолютных отметках - 1675 - 1698 м, с небольшим наклоном в восточном направлении. Газонефтяной контакт имеет практически горизонтальное положение и принят на абсолютной отметке - 1611 м. Пласт АВ₁³ отделен от вышележащего пласта АВ₁^1-2 глинистым разделом толщиной 0.4 - 7 м.

Залежь нефти пласта АВ₁^1-2 относится к сруктурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ₁^1-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 4065 км, этаж нефтеносности - 75 м. Размеры газовой шапки 2535 км, высота 78 м.

В пределах залежи пласт АВ₁^1-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название "рябчиковая порода". Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0.01 - 0.1 м.

2.3.6 Характер-ка геологич-го строения продуктивных пластов ЮВ₁¹ и ЮВ₁²

Продуктивные отложения ЮВ₁ залегают на глубинах 2360-2535 метров и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов, общая толщина которых 45 - 50 метров. В разрезе юрских отложений выделено сверху вниз два пласта: ЮВ₁¹ и ЮВ₁², имеющие неповсеместное распространение. В пределах развития этих пластов выявлены Самотлорская, Северо-Белозерная, Западно-Черногорская и Черногорская нефтяные залежи пластово-сводового типа.

В пределах Самотлорской структуры разрез представлен двумя песчаными пластами ЮВ₁¹ и ЮВ₁² разделенными пачкой глинистых пород толщиной от 2,5 до 16,5 м. Толщина пласта ЮВ₁² достигает 24,5 м, ЮВ₁¹ - 145 м. На северо-запад и юго-восток от свода Самотлорского поднятия происходит глинизация разреза.

2.3.7 Характеристика геологического строения продуктивных пластов БВ_19-20 (ачимовская толща)

Ачимовская толща залегает на глубинах 2250 - 2365 метров. Общая толщина ачимовских отложений 85 метров. Промышленная нефтеносность выявлена в верхней части толщи в пластах БВ_19-20. К этим пластам приурочены две самостоятельные залежи нефти.

Водоплавающая залежь, выявленная в своде Самотлорской структуры, имеет размеры 2,25Х4,4 км. Высота ее 60 метров. ВНК принят условно на отметке - 2195 метров. В пределах залежи разрез ачимовской толщи представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.

На Самотлорской площади эффективная толщина ачимовской толщи меняется незначительно, в среднем составляя 27,3 метра.

2.3.8 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ_6-7

Промышленная нефтеносность горизонта АВ_6-7 установлена в своде Самотлорского поднятия и на Мартовской структуре.

Продуктивный разрез по литологии и характеру нефтегазоносности подразделяется на 2 пласта АВ₆ и АВ₇.

Пласт АВ₆ по составу неоднороден и представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.

Залежь в пласте АВ₆, приуроченная к своду, по типу пластово-сводовая, имеет размеры 7,5Х3,5 км. Высота залежи 25 м. Водонефтяной контакт принят на отметках - 1678 - 1688 м.

Другая залежь нефти пласта АВ₆ расположена на западном участке месторождения (Мартовская площадь). Приурочена она к небольшому структурному осложнению западного крыла.

Размеры залежи 2Х6 км.

Пласт АВ₇ представлен монолитными песчаниками эффективной толщиной 4 - 20м.

Залежь пласта АВ₇ газонефтяная, присутствует небольшая газовая шапка. Этаж газоносности составляет 14 км. Этаж нефтеносности - 12 км. водонефтяной контакт отбивается на отметке - 1698 м.

2.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

На Самотлорском месторождении на разных продуктивных пластах меняются свойства нефти, газа, и воды в пластовых условиях. Данные выражены в таблице 2.4.1

Параметры нефти и газа, обусловленные физико-химическими свойствами. К таким параметрам относятся: плотность нефти, коэффициент усадки нефти, газовый фактор, компоненты в растворенном газе для подсчета газа и газовых шапках. 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. Группы пластов БВ - до 21 МПа. Газовый фактор в среднем составляет 95 нм/м, вязкость нефти до 2,4 мПа с. По химическому составу нефть относится к сложным углеводородным соединениям, состоящая в основном из углеводорода СМ (86%) и водорода Н (14%). Кроме того, в небольших количествах содержатся кислород, сера, азот, йод, фосфор и другие.

Таблица 2.4.1 - Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях.

пласт	Пластовое давление Рпл,МПа	Давление насыщения Рнас, МПа	Газовый фактор G, нм?/м?	Вязкость воды ?в,мПа с	Плотность нефти Рн, кг/ м?	Вызкость нефти ?н,мПа с	Плотность газа Рг, кг/ м?	Вязкость газа , ?г,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). Условия вытеснения нефти водой в ЗНП крайне неблагоприятные ввиду высокой неоднородности коллекторов, которые представлены тонкослоистыми песчаниками.

Участки развития тонкослоистых песчаников, где выработка запасов протекает более низкими темпами, чем в зонах развития ГСК, являются объектом проведения операций по гидроразрыву пласта.

Свойства пластовой жидкости, температура флюида, газосодержание, глубина залегания пласта БВ₁₀ все эти и другие факторы позволяют применять в широких масштабах глубинную добычу погружными электроцентробежными насосами.

3. Технологическая часть

3.1 Общие положения

1. Геофизические и гидродинамические исследования водонагнетательных скважин проводятся с целью решения следующих задач нефтепромысловой геологии:

- определения профиля приемистости перфорированных пластов;

- определения гидродинамических параметров: пластового и забойных давлений, коэффициента приемистости, осредненного значения коэффициента гидропроводности пласта в районе исследуемой скважины (метод установившихся режимов нагнетания) или на участке между двумя исследуемыми скважинами (методами восстановления давления;

- обоснования технического состояния скважины: целостность обсадной колонны НКТ, герметичность затрубного пространства, состояние забоя;

- исследования для целей капитального ремонта;

- исследования при вводе скважины в эксплуатацию или при переходе на другой объект нагнетания;

- работы с опробователями пластов на трубах.

2. По заявке заказчика (НГДУ, УБР, УПНП и КРС) исследования в скважинах проводятся в период ее эксплуатации, до ремонтных работ, в период их проведения и после завершения,

Состав комплекса геофизических исследований в зависимости от категории скважины, условий проведения измерений и решаемых задач регламентируется настоящим руководством.

3. При необходимости решения нескольких задач в одной скважине перечень необходимых геофизических исследований представляет собой комбинацию из комплексов, применение которых рекомендуется настоящим руководством для решения каждой из поставленных задач.

4. Методы исследований, применение которых необходимо для решения конкретных задач, подразделяются на основные и дополнительные. Эффективность и целесообразность применения дополнительных методов для каждого района должны быть установлены путем проведения специальных опытно-методических работ. Комплексы методов могут уточняться в зависимости от конкретных геолого-технических условий, наличия аппаратуры и особенностей разработки отдельных нефтяных месторождений, а также поставленных задач по "взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

5. Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводятся согласно заявке заказчика. Порядок приема и выполнения заявок должен соответствовать "Основным условиям производства промыслово-геофизических и прострелочно-взрывных работ в нефтяных скважинах" РД 39-4-784-82 (Уфа. 1982).

6. Готовность скважин к промыслово-геофизическим исследованиям согласно требованиям разделов 4 и 12 "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", а также настоящего документа оформляется актом. За подготовку скважины и достоверность указанных в заявке сведений о техническом состоянии скважины, расходе жидкости, давлении на устье отвечает заказчик.

7. Геофизические исследования, не предусмотренные настоящим документом (кислотные обработки, ТГХВ, ТХО и др.),проводятся по специальному плану, составленному подрядчиком и заказчиком, в котором определяется необходимое оборудование, участие бригады ПРС и КРС в процессе проведения исследований и комплекс измерений.

3.2 Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин

К гидродинамическим методам исследования относятся методы определения свойств или комплексных характеристик пластов и скважин по данным наблюдений на изучаемом объекте взаимосвязи между приемистостью водонагнетательных скважин и определяющими ее перепадами давления в пласте.

В практике гидродинамических исследований водонагнетательных скважин используется два основных метода:

- метод установившихся режимов, который сводится к измерению приемистости скважин и забойных давлений на нескольких (не менее 3-х ) режимах, построению зависимости приемистости - забойное давление или приемистость - депрессия (Рпл. - Рзаб.) и последующей обработки полученной информации с целью определения коэффициента приемистости скважины и оценки гидропроводности пласта в ее районе;

- метод восстановления давления, который сводится к прослеживанию изменения забойного давления в нагнетательной скважине после резкого изменения установившегося режима закачки с одновременным прослеживанием (при необходимости) оттока жидкости из пласта в ствол скважины и последующей обработки полученной информации с целью определения гидропроводности пласта, приемистости скважины, коэффициента ее гидродинамического совершенства и др.

3.2.1 Определение приемистости водонагнетательных скважин

Приемистость водонагнетательных скважин измеряется счетчиками или расходомерами диафрагменного типа, турбинными, электромагнитными и другими приборами, установленными на кустовых насосных станциях (КНС) в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих приборов.

Основным технологическим требованием к системе контроля приемистости является обеспечение возможности раздельного измерения приемистости каждой нагнетательной скважины.

Водонагнетательная система должна иметь индивидуальный водовод от кустовой насосной станции (КНС), индивидуальную систему измерения расхода. Последнее условие соблюдается не везде, поэтому для измерения суммарного расхода воды в нагнетательных скважинах, не оборудованных средствами индивидуального измерения расхода, его можно производить скважинным расходомером в насосно-компрессорных трубах (НКТ); допускается располагать расходомер в манифольдной линии, помещая его через фланец, устанавливаемый специально для этой цели. Диаметр эксплуатационной колонны водонагнетательных скважин 5-6", применяемые насосно-компрессорные трубы преимущественно 2,5"; для обеспечения беспрепятственного пропуска и извлечения скважинных приборов башмак НКТ образуется направляющей воронкой.

3.2.2 Основные требования к технологии исследования профилей приемистости

Технологические операции по подготовке водонагнетательных скважин к исследованию профилей приемистости приборами прямого измерения (расходомерами) и по проведению самих исследований, коррекция полученных профилей и их интерпретация производятся в соответствии с действующими методическими документами по применению потокометрических скважинных измерений при послойном определении характера экспуатируемого разреза.

При исследованиях должны выполняться следующие основные требования:

- до начала исследований должен быть проведен замер приемистости скважины;

- путем сопоставления замеренной приемистости на поверхности и суммарной приемистости, измеренной глубинным прибором, при его установке над верхними перфорационными отверстиями должен быть определен поправочный коэффициент, учитывающий неполную пакеровку прибора и возможное несоответствие скважинных условий условием градуировки прибора;

- исследование должно проводиться при установившемся режиме нагнетания (режим можно считать установившимся, если за 30 мин показания прибора, установленного над верхними перфорационными отверстиями, расход воды изменяется не более чем на 3% );

- результаты измерений должны быть проведены точно по глубинам.

По результатам точечных замеров расхода воды для каждого режима строятся обычные профили приемистости, где показания расходомера даются в имп/мин. При определение расхода в м^З/сут. используются градуировочные графики расходомеров, полученные до и после скважинных исследований. Для количественных определений расхождение между осредненными графиками предварительного и повторного градуирования должно быть не больше приведенной погрешности прибора. В таких случаях для интерпретации используется усредненный график. По данным градуировки на профиль приемистости наносится шкала расхода в м^З/сут с указанием порога срабатывания прибора.

Значение расходов считываются в не перфорированных интервалах колонны, а по отдельным пластам определяются как разность расходов, полученных выше и ниже перфорированных интервалов.

3.2.3 Основные способы определения забойных давлений в водо-нагнетательных скважинах

Забойные давления определяются:

- по данным прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважины;

- по данным измерения динамических уровней жидкости или прямых измерений глубинными манометрами в точках, отстоящих на значительном расстоянии от забоя - в скважинах, в которых по техническим причинам невозможен спуск приборов на забой;

- по данным измерений давления на устье.

Прямые измерения забойного давления производятся стандартными глубинными манометрами или комплексными приборами, имеющими датчики давления, в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих приборов.

При использовании тензометрического датчика для определения забойного давления используется формула:

Р = С (R-Rатм) , где

Р - избыточное давление, МПа;

С - постоянная датчика, МПа/Ом;

R - сопротивление компенсатора измерительного моста, соответствующее измеряемому давлению, Ом;

R атм. - то же для давления.

3.3 Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин

Первыми признаками имеющихся непроизводительных закачек в действующих нагнетательных скважинах в результате затрубной циркуляции или негерметичности обсадной колонны являются увеличение приемистости и снижение давления закачки по сравнению с предшествующим периодом. Эти данные по режиму закачки воды в скважину дают основание для проведения дополнительных исследований промыслово-геофизческими методами с целью определения интервалов ухода закачиваемой жидкости.

Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин должны проводиться как в интервале объекта разработки с целью выявления возможных затрубных перетоков, негерметичности забоя, так и выше его (по стволу) с целью определения мест негерметичности обсадной колонны, возможных межпластовых перетоков за колонной.

Значительная часть задач по содержанию и способам их решения подобна рассмотренным для добывающих скважин (выделение интервала негерметичности колонны, определение межпластовых перетоков при герметичной обсадной колонне и др.). Однако способы решения отдельных задач учитывают особенности работы нагнетательных скважин. К таким относятся применение термометрии, нейтронных методов, радиоактивных изотопов для выделения интервалов заколонной циркуляции, оценка герметичности обсадной колонны при работе скважины на самоизлив.

Учитывая влияние работы нагнетательной скважины на строение теплового поля, необходимо чтобы зумпф скважины был не менее 20м, минимальное время остановки для востановления теплового поля для скважины , работающих более года, составляет 10-48 ч. В период остановки скважины и проведения термометрии герметизация устья должна исключать возможность движения жидкости в стволе скважины. Режим измерений и требования к чувствительности аппаратуры остаются такими же, как и при решении аналогичных задач в добывающих скважинах.

Исследования технического состоояния начинается с замерами температуры по стволу остановленной скважины со скоростью V=2000/T в масштабе глубин 1:500, температуры 0,1С/см. Наличие аномалий, не связанных с изменением температуры, обусловленной естественным тепловым полем, указывает на негерметичность колонны или заколонные перетоки. Регистрация диаграмм ГК, кроме привязки глубин к разрезу, в ряде случаев позволяет выделить интервалы увеличения естественной гамма-активности, которые соответствуют интервалам нарушения герметичности колонны. Это особенно характерно при закачке сточных вод, когда в интервалах ухода воды через повреждения в колонне отлагаются соли повышенной радиоактивности.

После анализа измерений по стволу скважины принимают решение о проведении детальных исследований с целью локализации интервалов негерметичности колонны. Одним из способов решения задачи являются исследования термометром, расходометром и локатором муфт при задавке в скважину жидкости.

3.4 Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

3.4.1 Термометрия

По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих - в нагнетательной скважине). Решение задачи производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с термограммами исследуемых скважин.

Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды производится следующим образом. Обводненный пласт, в который закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой.

Обводненный пласт определяется по положению точки М, характеризующейся минимальной температурой t. Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод, определяются проведением вспомогательной прямой ав. Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии t / 2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения а и в. В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины.

Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы. Весьма перспективен метод высокочувствительной термометрии при выделении газоносных, нефтеносных и водоносных интервалов в эксплуатационных действующих и остановленных скважинах с использованием дроссельного эффекта ( эффект Джоуля-Томсона).

Расчеты показывают, что при депрессии на пласт 2 МПа изменение температуры за счет дроссельного эффекта на контакте нефть-газ должно составлять от 5,8 до 9,2 ⁰ С, на разделе вода - нефть - от 0,33 до 0,73 ⁰ С и на границе вода-газ - от 5,47 до 8,47 ⁰ С.

Наличие в скважине притока газа или нефти фиксируется температурной аномалией. При поступлении газа фиксируется заметным снижением температуры, при движении нефти на фоне изменения геотермического градиента за счет дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом чувствительности 0,02 - 0,03 ⁰ С. Для получения максимального температурного эффекта против нефтеносных пластов необходимо проводить исследования высокочувствительной термометрией не более чем через 2-3 суток после остановки скважины.

На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину свидетельствует о подходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления (КС) и индукционного метода (ИК) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды , а в обсаженных скважинах - по данным радиоактивных методов - НГМ,ННМ-Т.

В процессе выработки залежи, особенно в ее поздней стадии, при замещении нефти или газа в пласте пресной водой, различить пласты нефтегазоносные и водонасыщенные по величине электрического сопротивления практически невозможно. Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС) пород. Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой против покрывающих пород влево. В случае обводнения подошвы пласта - линия глин кривой против покрывающих глин смещается вправо), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды.

В необсаженных скважинах для выделения обводненных пластов и интервалов их обводнения пресными водами эффективны диэлектрические методы (ДИМ и ВДМ). Обводненные участки пласта отмечаются более высокими значениями диэлектрической проницаемости, чем нефтенасыщенные. Например, диэлектрическая проницаемость нефтенасыщенных песчаников составляет 5 - 13 ед., а песчаников обводненных пресной водой - более 15 ед.

Эффективны при выделении обводненных пластов и интервалов обводнения в необсаженных скважинах данные низкочастотного широкополосного аккустического метода (НШАМ). Этот метод можно применять и в обсаженных скважинах, но при условии хорошего сцепления цемента с породой и колонной.

Контроль обводнения пластов в процессе разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада - радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естественного гамма - поля.

3.4.2 Расходометрия

Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.

Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.