Снижение вероятности непроизводительной закачки по нестабильным трещинам авто-грп в нагнетательных скважинах с помощью комплексных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований

ВВЕДЕНИЕ 4
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ: 6
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ. 7
1.1. Характеристика района. 7
1.2. История разработки месторождения 8
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 11
2.2. Сведения о запасах нефти и газа 11
2.3. Геологическая характеристика месторождения. 12
3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 26
3.1. Конструкция типовой скважины 26
3.2. Оборудование устья скважины 28
3.3 Метод термометрии 30
3.4. Метод акустической цементометрии. 33
3.5. Способы эксплуатации скважин 34
3.6. Нагнетательные скважины 34
3.6.1 Конструкция нагнетательной скважины 34
3.6.3. Назначение нагнетательной скважины 36
3.6.4. Область использования нагнетательных скважин 36
3.6.5. Рабочие характеристики нагнетательной скважины 37
3.6.6. Используемое оборудование нагнетательной скважины 38
3.6.7. Режимы нагнетательных скважин 40
3.7. Фонтанная эксплуатация скважин 41
3.8. Эксплуатация скважин глубинными насосами 41
4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 43
4.1 Методы определения авто-ГРП по нестабильным трещинам 43
4.2. Информативность стандартных ГДИС при диагностике нестабильных трещин. 43
4.3. Результативность совместной интерпретации материалов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований. 50
4.4. Дополнительные информативные возможности расширенной технологии гидродинамических исследований. 53
4.5 Информативность термометрии при диагностике непроизводительной закачки. 60
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 63
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 64
Приложение 1. 67
Приложение 2. 68

Весь текст будет доступен после покупки

При формировании эффективной системы поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах зачастую могут раскрываться нестабильные трещины авто-ГРП, что, в свою очередь, может как негативно, так и позитивно отразиться на добыче углеводородов. Раскрытие трещины способствует улучшению связанности пласта, что повышает эффективность закачки, однако неконтролируемые, нестабильные трещины могут стать причиной перетоков и непроизводительной закачки в нецелевые пласты.
Цель работы изучение геолого-физических сведений о Восточно-Сургутском месторождении. Специальная часть работы посвящена анализу информативности гидродинамических исследований скважин и промыслово-геофизических исследований при диагностике нестабильных трещин в нагнетательных скважинах.
В процессе эксплуатации нагнетательных скважин под воздействием увеличенного давления возможно возникновение трещин, которые формируются автоматически за счёт гидравлического разрыва пласта (авто-ГРП). Ключевым фактором для инициации таких трещин служит давление на забое, которое превосходит показатель давления, необходимого для разрыва пласта. Отличительной особенностью авто-ГРП является отсутствие пропанта, фиксирующего трещины, из-за чего их габариты могут меняться в зависимости от объёма и скорости закачиваемой жидкости. Кроме того, при уменьшении давления на забое до уровня ниже критического для разрыва пласта, крылья трещин имеют способность к закрытию. [1–5 и др.].

Весь текст будет доступен после покупки

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.
В 1997 году было открыто Восточно-Сургутское нефтяное месторождение. Месторождение было обнаружено нефтеразведочной экспедицией. После было введено в разработку. С 1985 по настоящее время проводятся различные работы и изучения данного месторождения. Территориально Восточно-Сургутское нефтчное месторождение находится в Сургутском районе, Ханты-Мансийского автономного округа, частично месторождение расположено около Сургута. Частично месторождение расположено под городом Сургутом. Месторождение объединяет ряд площадей: собственно, Восточно-Сургутскую, Широковскую, южный участок Федоровской площади.
Благодаря хорошо развитой транспортной системы Сургутского района, можно обеспечить надлежащий уровень логистики, что в свою очередь положительно влияет на производство предприятий. В непосредственной близости расположен ряд крупных разрабатываемых месторождений – Западно-Сургутское, Родниковое, Федоровское, Южно – Сургутское. Сургутская государственная районная электростанция – самая мощная в России и вторая в мире, принцип работы которой основан на утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района, а также обеспечивает ближайшие районы.
1.1. Характеристика района.
Восточно-Сургутское месторождение геотектонически связано с серией мелких домальных структур, которые усложняют южный сегмент моноклинального склона, наклоненного с северо-запада на юго-восток к Ярсомовскому прогибу. Это местоположение характеризуется стыковкой Сургутского и Нижневартовского антиклинальных сводов.
Геологическая структура месторождения включает в себя три основных стратиграфических комплекса:
• Доюрский фундаментальный слой, складчатый и консолидированный, где скважина №69 проникла в доюрские эффузивные породы, относящиеся к триасовому периоду;
• Промежуточный структурный уровень, сформированный триасовыми базальтами, которые несогласно лежат на фундаментальных породах;
• Мезозойско-кайнозойский покров, состоящий из юрских, меловых, третичных и четвертичных отложений, с максимальной зарегистрированной толщиной в 3176 метров в скважине №32.На месторождении выявлены залежи нефти: в нижнемеловых отложениях - пласты БС100 , БС21, БС22 , в верхнеюрских – ЮС11, в среднеюрских – ЮС21.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. — 2009. — № 5. — С. 52–57.
2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. — М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая гидродинамика», 2010. — 780 с.
3. Асмидияров А.Н, Давлетабаев А.Я., Мальцев В.В. и др. Исследование развития трещин авто-ГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки // Нефтяное хозяйство. — 2012. — № 5. — С. 70–73.
4. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Том II. Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. — М.: Институт компьютерных исследований, Ижевск, 2020. — 756 с.
5. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. — М.: Институт компьютерных исследований, Ижевск, 2018. — 795 с.
6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. — М.: Институт компьютерных исследований, Ижевск, 2012. — 894 с.
7. Кременецкий М.И., Кокурина В.В., Мельников С.И. Технология контроля совместно разрабатываемых низкопроницаемых пластов в условиях гидроразрыва // SPE № 161970. — 2014.

Весь текст будет доступен после покупки