Исследование нагнетательных скважин на месторождении

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«ФИЛИАЛ ТЮМЕНСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЕГАЗОВОГО УНИВЕРСИТЕТА»

 

Кафедра «Разработка и эксплуатация

        нефтяных месторождений»  

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

по дисциплине «Разработка  нефтяных месторождений»

 

 

Тема: «Исследование нагнетательных скважин на месторождении»

 

 

 

 

 

 

Разработал студент  гр. НР-1(2)	Наумов И.В.
Проверил	Трофимов А.С.

 

 

 

 

 

 

 

Нижневартовск, 2009

СОДЕРЖАНИЕ

 стр.

	ВВЕДЕНИЕ	3
1.	ОБЩАЯ ЧАСТЬ	4
1.1	Краткая характеристика района	4
1.2	История открытия месторождения	5
1.3	Вывод	5
2.	ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	6
2.1	Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения	6
2.2	Гидрогеологическая характеристика месторождения	6
2.3	Характеристика продуктивных пластов	8
2.4	Свойства нефти, газа и воды в  пластовых условиях	14
2.5	Вывод	14
3	ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	16
3.1	Общие положения	16
3.2	Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин	17
3.2.1	Определение приемистости водонагнетательных скважин	17
3.2.2	Основные требования к технологии исследования профилей приемистости	18
3.2.3	Основные способы определения  забойных давлений в водонагнетательных скважинах	19
3.3	Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин	19
3.4	Методы контроля за разработкой  нефтяных месторождений	20
3.4.1	Термометрия	20
3.4.2	Расходометрия	23
3.5	Комплекс и методика проведения исследований	23
3.5.1	Определение технического состояния  водонагнетательной скважины	23
3.5.2	Определение интервалов поглощения и  профиля приемистости платов	24
3.5.3	Методика проведения исследований в скважинах без НКТ	24
3.5.4	Исследование скважин  в которых перфорированные интервалы  перекрыты НКТ	27
3.6	Технические требования на подготовку и оборудование скважин	28
4.	ОХРАНА ТРУДА	31
5.	ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ	33
6.	ЗАКЛЮЧЕНИЕ	37
	Библиография	38

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Основным методом регулирования  процесса разработки нефтяных месторождений  является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения, которые устанавливаются по результатам исследований нагнетательных скважин. Поэтому решение вопросов исследования нагнетательных скважин с целью систематических наблюдений как за закачкой воды, так и их технического состояния имеет первостепенное значение при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а так же при охране недр и окружающей среды. Однако, отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости от решаемых задач в значительной степени снижает эффективность получения достоверной информации по этой категории скважин.

В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по комплексу измерений в зависимости от характера решаемых задач при контроле и регулировании процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Приведены основные технические и метрологические характеристики применяемой аппаратуры, определена область её применения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Общие сведения

 

1. Краткая характеристика района

 

Самотлорское нефтегазовое месторождение  открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.

 Самотлорское нефтегазовое  месторождение находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного  округа Тюменской  области,  в 750 км к северо-востоку от  г.Тюмени и в 15 км от г.Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Агинское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востоке), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район  месторождения приурочен к водоразделу  рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р.Оби. Рельеф слабо пересеченный,  с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км²), Кымыл-Энтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными  лесами  с  преобладанием  хвойных  пород и тальниковыми  кустарниками, произрастающими    преимущественно    по    берегам   рек   и   озер.

Климат территории континентальный  с коротким прохладным летом и  продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя  годовая температура воздуха  составляет – 3⁰ С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (–25⁰ С). Самым теплым – июль (+20⁰ С). Абсолютный минимум температур –50⁰ С, абсолютный максимум +47⁰ С.

Населенные пункты непосредственно  на месторождении отсутствуют. Ближайшие  населенные пункты - г.Нижневартовск, г.Мегион, п.Покур, п.Вата и другие - расположены на берегу р.Оби в 35 км и более километрах от рассматриваемого месторождения .Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе быстро увеличилась численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов России.

Основными отраслями хозяйства  района являются нефтегазодобывающая  промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности,  лесозаготовки,  автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства, и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 250 тысяч человек.

 

1.2. История открытия месторождения 

 

Открытию многочисленных месторождений  нефти и газа в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории.

Сравнительно  планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В  этот период были выполнены следующие  работы:

1. Аэромагнитная съемка  масштаба  1 : 1000000

2. Аэрогравиметрическая  съемка масштаба  1 : 1000000

3. Сейсмозондирование  и колонковое бурение.

Комплексная интерпретация  результатов этих работ позволила  определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы, и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода  планомерные поиски перспективных  структур методами сейсмических исследований начали проводится с 1957 года. Результаты работ сейсмопартии  позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Агинскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году - Самотлорское, Аганское и другие. Промышленно нефтеносные горизонты в них связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями .

После завершения промышленной разведки основных продуктивных горизонтов и утверждение запасов в ГКЗ (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение  передано на баланс Главтюменнефтегаза.

 

1.3 Вывод

 

С экономической точки зрения Нижневартовский  район можно считать высоко развитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами, позволяет быстро обмениваться информацией, опытом, кадрами и новой техникой. Это позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района.

В области геологической  изученности район считается  зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 47 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров. Самотлорское месторождение является одним из самых старых месторождений района и лидирует по размерам.

 

 

 

 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1. Характеристика геологического  строения Самотлорского месторождения

 

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла.

Геологический разрез месторождения  представлен мощной толщей (2740-2870м) осадочных пород мезо-кайнозойского  возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент представлен  сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями.

В разрезе месторождения  выделяются пять основных продуктивных горизонтов, снизу вверх: БВ_10, БВ_8, АВ_4-5, АВ_{2-3 и} АВ_1, к которым приурочены нефтяные  и нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 м.

Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ₁, АВ_2-3 и АВ_4-5 составляет 1750 м, горизонтов БВ₈ и БВ₁₀ соответственно 2130 и 2220 м.

Помимо этого промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена в пластах ЮВ₁¹ и ЮВ₁² (васюганская свита верхней юры), БВ_19-20

(ачимовская пачка  мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ_6-7 (вартовская свита, барремский ярус).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ_6-7, АВ_4-5, АВ_2-3 и АВ₁, и в сеноманском ярусе.

 

2.2. Гидрогеологическая характеристика месторождения

 

Самотлорское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов - первый (олигоцен-четвертичный), второй (турон-олигоценовый), третий (ант-альб-сеноманский), четвертый (неокомский) и пятый (юрский).

Особенностью разреза  рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценовый комплекс не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Он делит весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж.

Пятый водоносный комплекс - трещиноватая зона фундамента, породы коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Вскрытая толщина комплекса 266-303 метра. Коллекторские свойства низкие (К_по=15-20%, К_пр=0.01-65х10 ^-15 м²). Дебиты изменяются от 0.52 до 6.79 м³/сут при депрессии 5.33 и 4.45 МПа и от 21.0 до 65.3 м³/сут (при динамическом уровне 854 метра). Q_max=138.6 м³/сут (васюганская свита).

Судя по замерам статического уровня, воды этого комплекса напорные. Воды соленые, хлоркальциевого типа, минерализация 22.8-33.3 г/л. 90-95% солевых компонентов приходится на CL^(-) и Na⁽⁺⁾. I-1.7-10 мг/л, Br-44.7-67.1 мг/л, NH₃^(-)-24.0-60.0 мг/л. Характерно отсутствие углекислоты и сероводорода.

Растворенный в воде газ имеет метановый состав. Содержание (в %): CH₄-95.5, C₂H₆-2.3, C₃H₈-1.3, C₄H₁₀-0.5, C₅H₁₂-0.2, C₆H₁₄-0.1, N₂-0.3.

Перекрывается пятый водоносный комплекс пачкой плотных битоминозных аргиллитов георгиевской, баженовской и мегионской свит толщиной 40-50 метров.

Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения мегионской, вартовской и нижней части алымской свит валанжин-готерив барремского возраста. К_по=20-30%, К_пр=20-40х10^-15 - 1х10х10^-12м². Толщина свиты 580-630 метров. Воды являются напорными. Пластовые воды CL-Ca типа с минерализацией пластов БВ от 20.0 до 33.5 мг/л и вышележащих АВ от 17.0 до 24.0 мг/л. Преобладают CL^(-) и Na⁽⁺⁾, содержание которых соответственно 10845.0-20161.0 мг/л и 5864.0-10827.0 мг/л.

Ca⁽⁺⁺⁾=334.0 мг/л(АВ_4-5) = 2220.0 мг/л (БВ₈).

HCO3^(-)=586/4 мг/л(БВ_1-2) = 85 мг/л (АВ₁).

Микрокомпоненты I, Br, NH₄, B и SO₂.