- •Российский государственный университет нефти и газа имени и.М. Губкина филиал в г. Оренбурге
- •Оренбург 2012 Реферат
- •Содержание
- •1 Геологические параметры зоны, дренируемой скважинами, подключенными к укпг-8
- •1.1 Продуктивные пласты и объекты
- •1.2 Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов
- •1.3 Начальное пластовое давление и температура
- •2 Обработка результатов газогидродинамических исследований скважин
- •2.1 Цели исследований газовых и газоконденсатных скважин
- •2.2 Исследования на стационарных режимах фильтрации газоконденсатных скважин
- •2.3 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления
- •2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления а и в по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны укпг-8
- •2.5 Расчет коэффициента сверхсжимаемости по формуле Пенга – Робинсона
- •2.6 Расчет пластового давления:
- •В таблице 2.4 представлены результаты расчета параметров текущего состава газоконденсатной смеси зоны дренирования укпг-8.
- •2.8 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений
- •3 Расчет вертикальной проницаемости
- •3.1 Общие положения
- •Заключение
- •Список используемой литературы
1 Геологические параметры зоны, дренируемой скважинами, подключенными к укпг-8
1.1 Продуктивные пласты и объекты
В «Проекте доразработки ОНГКМ», выполненном в 1996 г. было показано, что основную залежь с позиций разработки можно рассматривать как состоящую из двух объектов: первый объект включает артинско-сакмарские отложения – собственно выделенный геологический объект, и второй объект – нижнюю часть сакмарских отложений, ассельские и верхне- и среднекаменноугольные отложения, т.е. включает в себя второй и третий геологические объекты. Условно выделенные геологами второй и третий объекты представляют собой единый объект разработки – второй.
УКПГ-8 является наиболее обводненной зоной центральной части залежи. С водой работают 62 % скважин.
По состоянию на 1.01.2011 г. на УКПГ-8 добыто 45,7 млрд.м3 газа. Остаточные дренируемые запасы газа составляют 12 млрд.м3.
Восточная часть УКПГ-8 граничит с УКПГ-9, западная часть с УКПГ- 6, северная часть с УКПГ- 7.
1.2 Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов
Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Разрезы скважин сравнительно уверенно сопоставляются по всей территории структуры, что позволяет выделить и проследить в них пласты коллекторов и плотных разностей известняков. Особенность Оренбургского месторождения - явно выраженная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение, тип залежи массивно - пластовый.
Изучение минералогического состава пород показывает, что в целом отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повышенная доломитизация и сульфитизация пород, влияние которых следует учитывать при определении пористости по данным нейтронного гамма-метода (НГМ).
В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пород (пластов), с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Каждый укрупненный блок-пласт, в свою очередь, представляет переслаивание проницаемых и плотных прослоев.
Характеристика выделенных объектов следующая:
I объект объединяет продуктивную часть артинского яруса и верхнюю часть сакмарского яруса.. Общая толщина в пределах месторождения значительно меняется. В западной части месторождения она составляет 60-90 м, в центральной части в районе УКПГ - 2, 3, 6 7, 8, 9 - 110- 80 м, в восточной части увеличивается до 200÷250 м.
В среднем эффективная толщина составляет 29,2 % от общей мощности объекта. В разрезе залежи выделяются три эксплуатационных объекта, характеризующиеся различными фильтрационно-емкостными свойствами.
I объект - включает карбонатные отложения артинского яруса.
Характеризуется:
коэффициент пористости 12,3% (от 1,7% до 13,6%)
проницаемость 2,3·10-15 (от 10-16 до 2,7·10-15) м2
газонасыщенность от 0,15 до 0,75
общая толщина 75,5 м
эффективная толщина (ср) 12,1 м
II объект - включает нижнюю часть сакмарских отложений и верхнюю толщу ассельского возраста.
Характеризуется:
коэффициент пористости 12,6% (от 2,5% до 15,7%)
проницаемость 15·10-15 (от 5·10-17 до 47,6·10-15) м2
газонасыщенность от 0,15 до 0,8
общая толщина 57 м
эффективная толщина (ср) 23,2 м
III объект - включает нижнюю часть верхнего карбона и отложения среднего карбона.
Характеризуется:
коэффициент пористости 11,4% (от 1% до 13,8%)
проницаемость 20,5·10-15 (от 10-17 до 53,8·10-15) м2
газонасыщенность от 0,32 до 0.9
общая толщина 121 м
эффективная толщина (ср) 34 м
Наихудшими продуктивными свойствами обладает I объект. Для него характерна тонкопоровая структура, а также повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. На данный момент II и III объекты объединены в один объект № II, так как доказано, что они имеют близкие ФЕС и обладают достаточной газогидродинамической связью.