Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов - рефераты, скачать рефераты, бесплатно рефераты

Рефераты. Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

ласт Ю12+3 представлен монолитным песчаником, глинами и является основным объектом разработки Хохряковского месторождения.

Подсчетный объект Ю12+3 на Хохряковском месторождении вскрыт 25 разведочными скважинами на глубинах 2388-2527 м.

По результатам бурения и каротажа пласт Ю12+3 имеет довольно однородное строение в кровле и выдержан по мощности как по разрезу, так и по площади. Однако общая мощность его изменяется от 23,2 до 56 м к сводовой части структуры.

В пределах внутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14 р, 7, 56 р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9 р, 61п). В межконтурной части пробурено 7 скважин (1, 17, 10, 16, 13, 20, 12). За контуром нефтеносности пробурено 4 скважины (3, 15, 8).

Пласт Ю12+3 на Хохряковском месторождении опробован в 14 скважинах (№2, 3, 5, 6, 9, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 20). В скважине №12 он опробован совместно с пластом Ю11.

Промышленная нефтеносность пласта Ю12+3 доказана в 10 скважинах при раздельном опробовании (2, 5, 6, 9, 11, 14, 16, 17, 18, 20) и при совместном опробовании с пластом Ю11 в скважине 12. Дебиты нефти колеблются от 7,0 м3/сут (на 3 мм штуцере) в скважине 14 до 110 м3/сут (на 8 мм штуцере) в скважине 16.

Водо-нефтяной контакт в пределах песчаного коллектора не отбивается. В 11 скважинах песчаные пласты нефтенасыщены до подошвы (№2 - 2362,6 м, №5 - 2361,3 м, №6 - 2350,2 м, №7 - 2367,2 м, №9 - 2371,6 м, №11 - 2370,6 м, №14 - 2371,7 м, №16 - 2385,9 м, №57п - 2350,4 м, №58п - 2373,2 м, №61п - 2362,4 м). В четырех скважинах водо-нефтяной контакт проходит внутри плотных пропластков: скважина №1 - 2386,3-2388,1 м, №12 - 2386,7-2389,7 м, №13 - 2382,9-2385,1 м и №17 - 2383,2-2384,8 м. В четырех скважинах песчаники водонасыщены с кровли: скв. №3 - 2422,1 м, №4 - 2417, 4 м, №8 - 2392,6 м, №15 - 2402,8 м.

Таким образом, самая низкая отметка подошвы пласта, до которой отмечено нефтенасыщение - 2385,9 м в скважине 16 и самая высокая отметка, с которой кровля песчаников водонасыщена - 2392,6 м в скважине 8. Притоки безводной нефти получены с отметок - 2358,6 м (скв. 2), - 2361,9 м (скв. 5), - 2346,1 м (скв. 6), - 2354,6 м (скв. 7), - 2354,8 м (скв. 9), - 2352,4 м (скв. 11), - 2362,7 м (скв. 16).

При совместном опробовании пластов Ю11 и Ю12+3 в скв. 12 с отметок - 2348,7-2379,8 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м3/сут (на 3 мм штуцере). В скважине 14 с отметок - 2371 м получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 7,0 м3/сут (на 3 мм штуцере).

В скважине 17 (при ВНК в интервале абс. отметок - 2383,2-2384,8 м) в интервале абс, отметок - 2373,0-2387,0 м получено 1,2 м3/сут нефти и 1,5 м3/сут воды при Ндин - 735 м, что не противоречит принятому ВНК. По химическому составу (минерализация 8018 мг/л) это фильтрат бурового раствора и пластовой воды.

В скважине 13 в интервале абс. отметок - 2362,3-2378,3 м получена пластовая вода дебитом 1,2 м3/сут с пленкой нефти (при Ндин -1160 м), подошва пласта - 2401,3 м. Поступление воды возможно из второго ствола, в котором водоносные пласты не изолированы.

В скважине 16 при опробовании пласта Ю12 в интервале абс, отметок - 2376,7-2384,7 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 2,5 м3/сут (на 3 штуцере). На забое отмечено наличие пластовой воды. Пласт Ю12 нефтенасыщен до абс. отметок - 2385,9 по данным геофизики. Поступление воды возможно из нижележащего интервала из-за некачественного цементажа эксплуатационной колонны.

Таким образом, по данным опробования и материалам промысловой геофизики водо-нефтяной контакт по пласту Ю12+3 Хохряковского месторождения принят в интервале абс. отметок - 2384,8-2386,6 м. Среднее значение по залежи - 2386 плюс-минус 8 м. Приток безводной нефти получен с абс. отметки - 2379,7 м (скважина 12).

Площадь нефтеносности подсчетного объекта Ю12+3 при принятой абс. отметке ВНК - 2386 м в пределах внешнего контура равна 140,2 км2. Этаж нефтеносности 67 м.

В целом залежь горизонта Ю1 имеет размеры 10,5х18,6 км. Высота залежи 71 м. Залежь - пластовая сводовая с элементами литологического экранирования по отдельным пропласткам и пласту Ю11.

Залежь пласта Ю2.

Пласт Ю2 развит в сводовой части структуры и вскрыт тремя разведочными скважинами (56 р, 58п, 61п). Представлен чередованием песчаников и аргиллитов.

Подсчетный объект Ю2 вскрыт на глубинах 2364,8-2409,6 м.

По результатам бурения пласт Ю2 характеризуется невыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. В разрезе встречается от 1 до 5 проницаемых пропластков. Общая мощность пласта колеблется от 12 до 23 м.

Максимальная эффективная толщина отмечена в сводовой части структуры 10,6 м (скважина 56), 21,4 м (скважина 61). Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность подтверждена испытанием скважин 56, 61.

В пределах внутреннего контура пробурена скважина 56 р. Скважины 12, 9, 7, 14 пробурены за контуром нефтеносности. В скважинах №2, 6, 5, 57 пласт Ю2 заглинизирован.

Пласт Ю2 испытан в 2 скважинах (56, 61), доказана его промышленная нефтеносность.

В скважине 56 с интервала глубин 2448-2452 м (а.о. - 2376,5-2379,5 м) получен приток нефти дебитом 19,3 м3/сут. В скважине 61 с интервала глубин - 2436,5-2441 м (а.о. - 2387-2392,5) получена нефть с водой дебитом 21 м3/сут. Водо-нефтяной контакт как и для пластов Ю11 и Ю12+3 принят на отметке - 2386 м, что подтверждается результатами испытания. Приток безводной нефти получен с абс. отметки - 2379,5 (скважина 56).

Площадь нефтеносности подсчетного объекта Ю2 при принятой отметке ВНК - 2386 м в пределах внешнего контура равна 45 км2. Высота залежи 18 м. Залежь пластовая, сводовая с элементами литологического экранирования.

По промыслово-геофизическим данным на Хохряковском месторождении возможно нефтенасыщены коллектора ачимовской толщи (скважины 1, 2, 6) водо-нефтяной контакт определить не представляется возможным, поэтому о размере залежи судить трудно. Очевидно, она мала по размерам и водоплавающая. Об этом говорят результаты испытания скважин 2, 8, 10, 14, 54, 55.

В сводовой скважине при опробовании в интервале 2306-2314 м (а.о. 2240,3-2248,3 м) получен приток пластовой воды (16 м3/сут) и нефти (0,1 м3/сут) при Ндин - 1127 м. Получение нефти в дальнейшем следует уточнить, так как в скважину в процессе бурения закачивается нефть.

В остальных скважинах (8, 10, 14, 54, 55) получена пластовая вода.

2.4 Свойства и состав нефти и нефтяного газа Хохряковского месторождения
Характеристика пластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцах глубинных проб из скважин пласта ЮВ11-2-3 и пласта ЮВ2. Фракционный состав и физико-химические свойства разгазированных нефтей определены по данным анализа 18 проб из 13 скважин пласта ЮВ11-2-3 и 2 проб из 2 скважин пласта ЮВ2. Отбор и исследование нефтей пласта ЮВ1 проводились службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии в период разведочных работ на месторождении (1974-1976 гг.). Глубинные и поверхностные пробы нефти пласта ЮВ2 исследовались при доразведке залежей службами институтов НижневартовскНИПИнефть и СибНИИНП (1986-1988 гг.). Обработка, систематизация и обобщение результатов комплексных исследований нетей и нефтяных газов с целью подготовки исходной информации для составления технологических схем разработки и обустройства месторождения выполнены сотрудниками отдела исследования нефтей и определения ресурсов газа СибНИИНП.

Глубинные пробы пластовой нефти отбирались из фонтанирующих скважин с помощью глубинных пробоотборников типа ПД-ЗМ и ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». Поверхностные пробы нефти отобраны с устья скважин, анализ проб выполнен по стандартным типовым методикам, обязательный перечень которых с указанием действующих ГОСТов приведен в документе ОСТ 39-112-80.

Компонентный состав нефтей и нефтяных газов исследован методами газо-жидкостной хроматографии на аппаратуре типа ЛХМ-8МД, ЦВЕТ-100 и ХРОМ-4. Концентрация компонентов пластовой газонасыщенной нефти определена по методу материального баланса на основании результатов анализа составов разделенных фаз.

Средние значения физических свойств пластовых нефтей в условиях пласта и при различных способах разгазирования представлены в таблице 2.1.

Как следует из данных таблицы 2.1. нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (830С). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется в диапазоне от 7,3 до 12,5 МПа, причем степень недонасыщенности заметно выше у нефтей пласта ЮВ2. Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет 109 м3/т и 75 м 3/т соответственно для пластов ЮВ1 и ЮВ2. В условиях пласта и на поверхности нефти легкие и маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,9-1,0 МПа.с. Значение газового фактора, плотности выделившегося газа и разгазированной нефти при дифференциальном (ступенчатом) способе разгазирования приведены по отдельным скважинам и по залежам в целом в таблице 2.1.

В составе пластовых нефтей молярная концентрация метана составляет 21-27%, концентрация его гомологов группы С2Н6 - С5Н12 колеблется около 25%. Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный. В зависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярная концентрация метана в газе меняется от 52 до 74%.

Несмотря на некоторые отличия (по данным анализов плотность нефти пласта ЮВ2 несколько выше), разгазированные нефти обеих залежей однотипны и однозначно характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с объемным содержанием светлых фракций до 3000С около 50%. Технологический шифр нефтей - 1 Т1П2.

Имеющаяся информация о температуре застывания разгазированных нефтей крайне ограничена и ее достоверность вызывает сомнения из-за присутствия воды в исследуемых пробах. Наиболее вероятная температура потери подвижности нефти - от минус 5 до плюс 20С, что может служить причиной осложнений при транспорте продукции скважин.

Ввиду отсутствия достоверной информации о реологическом поведении продукции скважин при различных режимах движения жидкости (экспериментальные исследования в период разведки и доразведки не проводились), вязкость и плотность водонефтяных смесей в зависимости от температуры определены с помощью расчетных методов на основании известных физико-химических свойств и фракционного состава безводных нефтей. Оценка величины вязкости выполнена для режима, при котором градиент скорости сдвига не ниже 200 С-1. Для уточнения реологических характеристик водонефтяных смесей в области пониженных температур (около 00С) рекомендуется в процессе опытно-промышленной эксплуатации выполнить комплекс лабораторных исследований реальных промысловых эмульсий с учетом фактических условий их движения.

В связи с тем, что разгазированные нефти пластов ЮВ1 и ЮВ2 однотипны и имеют близкие значения физико-химических параметров, характеристику водонефтяных смесей на стадии проектирования рекомендуется принять для месторождения в целом.

Приводимые в таблицах сведения о свойствах нефти и газа при дифференциальном разгазировании ориентированы на принципиальную схему обустройства, включающую термохимическую подготовку обводненной продукции скважин и следующие условия сепарации на ступенях:

1 ступень - давление 0,8 МПа, температура 130С;

2 ступень - давление 0,5 МПа, температура 400С;

Страницы: 1, 2, 3, 4