Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
сыщенности, коэффициента раiлененности в зоне дренажа проектируемого бокового ствола подiитывают начальные геологические и извлекаемые запасы нефти и по разнице между запасами и накопленной добычей нефти находят остаточные запасы нефти.
До окончательного принятия решения о строительстве боковых стволов наряду с анализом геологического строения объекта рассматривается состояние его разработки, а именно:
анализируется использование пробуренного фонда скважин, фонда скважин с БС, пробуренных ранее, его добывные возможности, плотность сетки скважин. Для строительства БС предпочтительнее редкая (12 га/скв и более) плотность разбуривания залежи (объекта);
на основе анализа добычи нефти, темпов отбора, достигнутой нефтеотдачи делается вывод о степени выработанности объекта и стадии его разработки;
путем анализа закачки воды, соотношения между закачкой воды и отбором жидкости устанавливается энергетическое состояние объекта.
Наряду с анализом геолого-промысловых данных пласта необходимо создание геологической и фильтрационной моделей пласта на основе специальных компьютерных программ. Для решения задачи поиска остаточных запасов в застойных зонах залежей Туймазинского месторождения была применена интегрированная система СИГМА, предназначенная для накопления и обработки геолого-физической, технологической и промысловой информации с целью построения объемной геологической и гидродинамической моделей залежи и контроля за разработкой месторождения. Некоторые прикладные задачи, решаемые данным пакетом: построение планшетов и схем корреляций, построение различных отчетов, построение карт, проведение площадного анализа и подiета запасов
Общий алгоритм определения застойных (невыработанных зон) на нефтяных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и прогноза места и направления проводки БС показан на рисунке 7.
Для повышения результативности бурения боковых стволов необходимо совершенствование техники и технологии бурения и повышения достоверности геологического обоснования местоположения забоя, его направления и отхода от забоя пробуренной скважины, геологическое и фильтрационное моделирование пласта и тщательный экономический прогноз.
Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.
С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в верхней продуктивной пачке пласта DI (пачка а+ б), характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №1554 Туймазинской площади, находящаяся в пьезометрическом фонде. Забой бокового ствола скважины предполагается расположить на участке скважин №№2407, 1555, 1556, 163 (таблица 20). Геолого-физические параметры и свойства насыщающих флюидов пласта DI в зоне предполагаемого забоя бокового ствола представлены в таблице 19. До отключения эксплуатационными объектами скважины №1554 являлись продуктивные пласты DI+ DI терригенных отложений девона.
Таблица 19. Результаты исследований скважин выбранного участка
ПоказательСкважина240716315551556Глубина залегания кровли продуктивного пласта, м1672,71674,01674,11676,3Начальная отметка ВНК, м1681,8Водонефтяной раздел, м-1677,6-1678,5Нефтенасыщенная толщина, м:
основной пачки
верхней пачки
6,2
1,0
5,6
1,0
5,6
1,2
3,2
1,4Коэффициент проницаемости, мкм2:
основной пачки
верхней пачки
0,483
0,289
0,486
0,284
0,481
0,281
0,487
0,287Коэффициент пористости, доли единицы:
основной пачки
верхней пачки
0,19
0,16
0,18
0,14
0,16
0,16
0,17
0,165Коэффициент нефтенасыщенности,
доли единицы:
основной пачки
верхней пачки
0,78
0,70
0,81
0,75
0,82
0,79
0,84
0,80Пластовое давление, МПа16,116,116,316,2Давление насыщения нефти газом, МПа8,68,78,58,6Коэффициент продуктивности, т/сутМПа3,23,54,16,2Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас2,26Вязкость воды в пластовых условиях, мПас1,12Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3847Газонасыщенность, м3/м362Объемный коэффициент нефти1,165
Таблица 20. Показатели работы скважин выбранного участка
СкважинаНачальные параметрыТекущие параметрыНакопленная добыча на 01.01.2004 года, тыс. тДебит, т/сутОбводненность, %Пластовое давление, МПаДебит, т/сутОбводненность, %нефтижидкостинефтижидкостинефтиводы2407105,712012,217,51,48,182,773,639868,0481635,13484,917,11,58,983,133,69831,25715556,411,343,417,3Ожидание ликвидации-44,824321,39415566,013,756,217,21,916,888,625,57876,734
Строительство боковго ствола в скважине №1554 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.
Для определения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном участке скважин.
Определение первоначальных извлекаемых запасов произведем объемным методом подiета. Пользуясь картой эффективных нефтенасыщенных толщин отдельно по продуктивным пачкам пласта (рисунки 8, 9), выделим границы участка, условно приняв их положение на расстоянии в половину расстояния между скважинами данного и соседних участков. Размеры выбранного участка 1125850м.
Площадь участка составляет 745313м2.
Продуктивные пачки пласта DI на данном участке выдержаны по площади, первоначально з
Copyright © 2008-2014 studsell.com рубрикатор по предметам рубрикатор по типам работ пользовательское соглашение