- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1. Общая характеристика предприятия и района работ
- •2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения
- •2.1. Тектоническое строение
- •2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика
- •2.3. Нефтегазоносность
- •2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна
- •3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки
- •3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность
- •3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа
- •3.3. Состав и свойства пластовой воды
- •3.4. Начальные запасы нефти и газа
- •3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки
- •4. Анализ состояния разработки залежи
- •4.1. История разработки
- •4.2. Анализ текущего состояния разработки
- •4.3. Анализ энергетического состояния залежи
- •4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов
- •4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов
- •4.7. Геолого-гидродинамическая модель
- •4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта
- •5. Анализ эксплуатации скважин
- •5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
- •5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин
- •5.3. Анализ фонда скважин
- •5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин
- •5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин
- •5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов
- •5.7. Анализ ремонтов скважин
- •5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •5.9. Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле
- •5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин
- •6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи
- •6.1. Анализ плотности остаточных запасов
- •6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения
- •6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта
- •6.4. Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта
- •6.5. Технология кислотного гидроразрыва пласта
- •6.4.1. Оборудование для проведения кгрп
- •6.4.2. Теория гидроразрыва пласта
- •6.4.3. Свойства технических жидкостей
- •6.4.3. Расчет параметров гидроразрыва пласта
- •19,19 МПа
- •6,7 Мм .
- •6.4.4. Проведение гидроразрыва пласта
- •6.6. Прогнозирование дебита после кгрп
- •6.7. Основные выводы по совершенствованию разработки залежи
- •7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта
- •7.1. Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта
- •7.2. Объем необходимых инвестиций
- •7.3. Величина эксплуатационных затрат
- •7.4. Оценка выручки от реализации продукции.
- •7.5. Оценка прибыли от реализации продукции.
- •7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции.
- •8. Промышленная безопасность
- •8.1. Введение
- •8.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции
- •8.2.1. Разрушение металлических конструкций
- •8.2.2. Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека
- •8.2.3. Повышенный уровень шума на рабочем месте
- •8.2.4. Повышенный уровень вибрации
- •8.3. Методика оценки безопасности рабочего места
- •8.4. Оценка безопасности работающего по условиям труда
- •8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода
- •Заключение
- •Список литературы
- •Приложения
4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов
Потокометрические исследования
В скв. №№ 402 и 405 работает кровельная часть пласта, в скв. № 427 интервалы перфорации перекрыты НКТ. Скв. № 412 во время свабирования подрабатывала и вышла на фонтан. После дострела интервала 2053-2061,5 м (апрель 2011 г.) исследование повторили. По термометрии приток отмечался из интервалов 2076-2080 м и 2053-2056 м, а также незначительный приток из интервала 2067,5-2069 м.
В скв. № 424 по результатам исследований в июле 2010 г, проведенных после дострела интервалов 2013-2020 м, 2083-2089 м и 2091-2096 м, отмечалась работа дострелянных интервалов и нижнего интервала перфорации.
Исследования скв. № 408 проведены после освоения свабированием в октябре 2009 г. и установлено, что работает кровельная часть нижнего интервала перфорации (1989,5-1993 м). После дострела исследование повторили. Интенсивный приток получен из верхнего интервала перфорации.
Скв. №№ 425 и 420 исследованы в июне и июле 2011 г. соответственно. По результатам исследования скв. № 425 кровля и подошва пласта не работает, а в скважине № 420 работает только подошва пласта.
В скв. № 223 отмечена работа всех перфорированных интервалов, также выявлен заколонный переток ниже интервала перфорации. После установки цементного моста и перфорации заколонной циркуляции к ИП не отмечено. В октябре 2009 г. скважину перевели под закачку. По результатам исследования, проведенного в ноябре 2009 г. закачиваемую воду принимает только ИП 2087-2100 м.
В результате проведенного анализа можно сделать вывод о неравномерности работы продуктивного разреза скважин.
Обработка КВД и ИД.
При проведении исследований в скв. №№ 66 и 9070 коэффициент истощения пластовой энергии соответственно равен 0,0367 и 0,0074 МПа/м3, что свидетельствует о недостаточной компенсации отборов со стороны гидродинамической системы. При работе скв. №№ 66 и 9070 на режимах диапазон изменения дебита нефтисоставил от4,2до28,9т/сут. и от 11,6 до 73,3 т/сут. соответственно. Снятые индикаторные диаграммы выпуклые к оси дебитов при забойных давлениях выше давления насыщения нефти газом (14,69 МПа), что указывают на трещиноватость коллектора.
В разведочных скв. №№ 71 (ИП 2110-2112 м) и 162 (ИП 1894-1924 м) полученные индикаторные диаграммы имеют прямолинейный вид.В скв. №№ 71 (ИП 2032-2040 м) и 162 (ИП 1934-1968 м) индикаторные диаграммы имеют выпуклую к оси дебитов форму при снижении забойного давления в диапазоне от 14,26 до 13,29 МПа, что ниже давления насыщения нефти газом (14,69 МПа) и вызвано образованием двухфазного потока нефтегазовой жидкости в призабойной зоне пласта.
После разбуривания залежи и проведения гидродинамических исследований во вновь введенных скважинах (2008-2010 гг.) появилась дополнительная информация о начальных параметрах пласта. Исследования скважин проводились методом восстановления уровня в начальный период эксплуатации. Средневзвешенное значение гидропроводности УЗП равно 27,28 мкм2*см/мПа*с, проницаемость УЗП равна 0,039 мкм2. В большинстве скважин произошло снижение коэффициента продуктивности, что, вероятно, связано как со снижением пластового давления в процессе разработки, так и с увеличением обводненности продукции: до 85,4 % в скв. № 223 и до 93 % в скважине № 419. Исключением являются скв. №№ 162 и 409, в которых произошло увеличение коэффициента продуктивности до 34,1 (скв. № 409) – 122,3 (скв. № 162) м3/(сут*МПа), что, вероятно, связано с подключением ранее неработающих толщин. В скважинах №№ 310, 401, 402 и 417 в процессе разработки коэффициент продуктивности фактически не меняется.
В табл. 4.5 объединены результаты потокометрических исследований, а так же обработки ИД и КВД .
Таблица 4.5.
Результаты исследований скважин
№ скв. |
Результаты исследований |
66 |
недостаточная компенсация отбора, коэф. истощения = 0,0367 МПа/м3. ИД выпуклая к оси дебита (трещиноватость) |
71 |
прямолинейный вид ИД |
162 |
прямолинейный вид ИД, увеличение продуктивности (подключение пропластков) |
223 |
воду принимает интервал перфорации 2087-2100 м |
310 |
коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется |
401 |
коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется |
402 |
работает кровельная часть, коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется |
405 |
работает кровельная часть |
408 |
интервал притока: верхний интервал перфорации и 1989,5-1993 м |
409 |
увеличение продуктивности (подключение пропластков) |
412 |
интервалы притока: 2076-2080, 2053-2056, и 2067-2069 м |
417 |
коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется |
419 |
снижение продуктивности (высокая обводненность) |
420 |
приток из подошвы пласта |
424 |
интервалы притока: 2013-2020, 2083-2089, 2091-2096 м и нижний интервал перфорации |
425 |
кровля и подошва пласта не работает |
9070 |
недостаточная компенсация отбора, коэф. истощения = 0,0074 МПа/м3. ИД выпуклая к оси дебита (трещиноватость) |