24884 (586523), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Большое значение имеют термодинамические условия залегания нефти. С повышением температуры скорость распространения уменьшается, причем наиболее ярко в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению с газо- и водонасыщением. Увеличение давления (глубины), наоборот, ведет к повышению скорости распространения.
4.6 Физические свойства нефти и газа
Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.
Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависемости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.
Природный газ.
Относительная плотность газа по воздуху 0.56-0.66. Газ нефтенасыщенного пласта содержит до 45% метана, а первых четырех гомологов (метан, этан, пропан, бутан)- в сумме до 99%. При поисково-разведочных работах сравнительно низкое содержание метана в пробах флюида, отобранного из пласта, рассматривается как признак нефтяной залежи.
В процессе геологоразведочных работ сталкиваются с явлением, когда пустоты пород в при скважинной зоне продуктивного пласта содержат многокомпонентный флюид (газ, нефть, воду) в различных сочетаниях и соотношениях , что осложняет однозначное решение поставленных задач.
Характеристика пластов приведена в таблице 4.1
Таблица 4.1. Характеристика коллекторов пластов Федоровского месторождения
| Показатели | Пласты | |||||||||
| АС4 | АС5-6 | АС7-8 | АС9 | БС1 | БС2 | БС101 | БС10 | |||
| Год открытия | 1971 г. | |||||||||
| Тип залежи | Пластовые | сводные | ||||||||
| Тип коллектора | Терригенные | |||||||||
| Возраст отложений | Мел.(вартовская свита) | Мел.(мегионская свита) | ||||||||
| Глубина залегания, м средняя абсолютная отметка кровли пласта | 1775 | 1807 | 1825-1837 | 1842-1853 | 1950-1975 | 1955-1975 | 2160-2170 | 2220 | ||
| Площадь нефтеносности ,км 2 | 300,3 | 875,7 | 49,2 | 38,0 | 202,6 | 36,1 | 164,3 | 850,7 | ||
| Нефтенасыщенная толщина пласта , м | 4,3 | 5,6 | 6,3 | 4,8 | 3,7 | 4,9 | 3,1 | 10,2 | ||
| Нефтегазонасыщенная толщина пласта ,м | 12,0 | 20-22 | 18-20 | 16,0 | 6,0 | 16,0 | 12,0 | 40,0 | ||
| Пористость | 25,6 | 26,0 | 24,0 | 26,0 | 26,0 | 27,0 | 24,0 | 24,0 | ||
| Проницаемость ,мкм2 | 0,507 | 0,532 | 0,162 | 0,309 | 0,248 | 0,363 | 0,219 | 0,265 | ||
| Коэффициент нефтенасыщенности | 0,290 | 0,630 | 0,540 | 0,670 | 0,640 | 0,660 | 0,670 | 0,680 | ||
| Коэффициент песчанистости | 0,295-0,507 | 0,524-0,655 | 0,535-0,567 | 0,466-0,488 | 0,454- 0,600 | 0,545-0,653 | 0,336-0,608 | 0,403-0,563 | ||
| Коэффициент расчлененности | 1,6-2,14 | 5,7-9,5 | 5,6 | 4,1-4,6 | 1,6-2,7 | 3,98-4,3 | 2,0-2,4 | 5,0-9,7 | ||
| Удельная продуктивность ,10 м3 / м сут Мпа | 0,320 | 0,380 | 0,200 | 0,490 | 0,280 | 0,280 | 0,320 | 0,850 | ||
| Пластовое давление ,Мпа | 18,800 | 18,800 | 18,800 | 19,000 | 20,500 | 20,500 | 22,900 | 23,100 | ||
| Пластовая температура,oC | 56 | 58 | 58 | 58 | 59 | 62 | 67 | 68 | ||
Глава 5. Горизонтальные скважины
Горизонтальными скважинами называют скважины с большим зенитным углом (обычно больше 85 градусов),пробуренные с целью увеличения нефтегазоотдачи продуктивного пласта проходки в залежи горизонтального участка ствола большой протяженности. В этом состоит их отличие от скважин с большими отходами забоя от устья, которые представляют собой наклонно-направленные скважины с большим зенитным углом, пробуренные с целью пересечения продуктивного пласта в заданной точке.
Хотя нефть и газ добывались с помощью наклонных и/или горизонтальных скважин еще с сороковых годов, до 1979 года было пробурено очень немного горизонтальных скважин. Самым обычным способом увеличения продуктивности вертикальных скважин был и продолжает оставаться гидравлический разрыв пласта. Горизонтальные скважины обеспечивают увеличение добычи по сравнению с вертикальными скважинами, в которых не было гидроразрыва пласта. Поэтому в настоящее время появились стимулы для исследования и осмысления методики выбора места заложения, методов бурения, заканчивания и испытания скважин, интенсификация притока и в целом разработки залежей с помощью наклонных и/или горизонтальных скважин. В определенных условиях это может привести к значительному увеличению годового дохода от эксплуатации скважин.
В период между 1978 и 1985 годами горизонтальное бурение применялось редко. Первые скважины были экспериментальными, дорогими и часто проводились с превышением сметы. Тем не менее, они создали основу для дальнейшего развития горизонтального бурения.
5.1 Обзор имеющихся отечественных технологий геофизических исследований бурящихся горизонтальных скважин
В настоящее время в отечественной практике проведения ГИС в горизонтальных скважинах используются технологии:
Проведение ГИС автономной аппаратурой, спускаемой на буровом инструменте («АМК Горизонт»-разработка ВНИИГИС, г. Октябрьский). Автономный скважинный прибор наворачивается на буровой инструмент и с его помощью доставляется в горизонтальный участок ствола скважины. По истечении заданного времени включается измерительная схема скважинного прибора.
Проведение ГИС комплексом стандартных приборов, помещаемых в электрорадиопрозрачный стеклопластиковый контейнер, спускаемый на буровом инструменте.
Данная технология («Горизонталь-1» – «Горизонталь-5» – разработка АО НПФ «Геофизика» г. Уфа) предусматривает использование каротажного кабеля с выводом его в затрубное пространство.
3.Проведение ГИС с использованием, для транспортировки на забой скважинной аппаратуры, спецкабеля. (ОАО «Татнефтегеофизика»).
Недостатки первой технологии:
-ограниченный и не достаточный комплекс исследований геофизическими методами (КС-3 зонда, ПС, ГК, НГК, Инклинометр) продуктивных горизонтов Западной Сибири. В частности, что особенно важно для расчленения терригенных отложений недостаточная информативность метода нейтронного-гамма каротажа, нестандартные размеры зондов электрического каротажа.
-Сложности при эксплуатации автономного прибора: большие габаритные размеры (длина=8м., диаметр=180мм.), большой вес (450кг.), необходимость технических средств для погрузки, перевозки, разгрузки и т.д.
-Ограниченные возможности при исследовании скважин с малым радиусом искривления и диаметром ствола скважины.
-Ограниченное время автономной работы скважинного прибора в прцессе регистрации (4-5 часов)
-При проведении спуска бурильного инструмента скважинный прибор находится снизу бурильного инструмента (возможна его поломка)
Недостатки второй технологии:
-невозможность реализации необходимого комплекса исследований из-за наличия стеклопластикового контейнера
-высокая аварийность работ, связанная с обрывами каротажного кабеля и буринструмента.
-За один спуско-подьем бурильного инструмента производится регистрация геофизических параметров от одного прибора (одного метода)
-Большие затраты времени на производство исследований – в среднем 25 часов на одну операцию, без учета аварийных ситуаций.
Недостатки третьей технологии:
-существующие каротажные подъемники позволяют взять на лебедку не более 2000 погонных метров спецкабеля
-максимальная достигнутая проходимость скважинной аппаратуры по горизонтальному участку ствола составляет 200 метров.
Перечисленные недостатки вышеназванных технологий являются непреодолимыми в ближайшей перспективе.
5.2 История развития комплекса АМАК “ОБЬ”
Предложения по реализации аппаратурно-методического автономного комплекса для проведения ГИС в горизонтальных скважинах АМАК “ОБЬ” появились в марте 1996 года, после технического совещания в г. Твери.
Были проанализированы: состояние геофизических исследований ГС, а также преимущества и недостатки уже существующих технологий:
Для устранения недостатков и усиления преимуществ существующих технологий был предложен аппаратурно-методический автономный комплекс АМАК “ОБЬ” и технология проведения ГИС в ГС с его помощью.
АМАК “ОБЬ” представляет собой сборку стандартных скважинных приборов, реализующих необходимый комплекс ГИС, работающих в автономном режиме. Реализация автономного режима достигается размещением в них источников питания (аккумуляторов), блоков твердотельной интегральной памяти, преобразователя питания, а также датчиков давления и температуры в составе блоков управления работой автономных приборов.
Особенностями програмно-методических средств и технологии интегрированной обработки всего комплекса измерений являются:
-выдача всей информации в функции глубины скважины в единых форматах записи;
-наличие программного обеспечения, позволяющего выдать непосредственно на скважине предварительное заключение, а также произвести свертку информации для передачи ее в обрабатывающий центр верхнего уровня.
Такова суть предлагаемой технологии АМАК “ОБЬ”, и представлены сравнительные характеристики АМАК “ОБЬ” с АМК “Горизонт” и ”Горизонталь-1” С учетом вышеизложенных предложений было сформулировано техническое задание на разработку АМАК “ОБЬ” и 11.12.96. заключен договор на поставку между ОАО ”Сургутнефтегаз” и разработчиками: ЗАО “Геоэлектроника сервис”, АО НПЦ “Тверьгеофизика”, ТОО “Луч”.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
