Материал: Геофизические методы исследования горизонтальных скважин
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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 |
|
|
|
|
|
|
Год открытия |
|
|
|
1971 г. |
|
|
|
|
|
|
|
Тип залежи |
|
|
Пластовые |
сводные |
|
|
|
|
|
|
|
Тип коллектора |
|
|
Терригенные |
|
|
|
|
|
|
|
|
Возраст отложений |
Мел.(вартовская свита) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Глубина залегания, м средняя |
1775 |
1807 |
1825-1837 |
1842-1853 |
1950-1975 |
абсолютная отметка кровли пласта |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Площадь нефтеносности ,км 2 |
300,3 |
875,7 |
49,2 |
38,0 |
202,6 |
|
|
|
|
|
|
Нефтенасыщенная толщина пласта , |
4,3 |
5,6 |
6,3 |
4,8 |
3,7 |
м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтегазонасыщенная толщина |
12,0 |
20-22 |
18-20 |
16,0 |
6,0 |
пласта ,м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пористость |
25,6 |
26,0 |
24,0 |
26,0 |
26,0 |
|
|
|
|
|
|
Проницаемость ,мкм2 |
0,507 |
0,532 |
0,162 |
0,309 |
0,248 |
|
|
|
|
|
|
Коэффициент нефтенасыщенности |
0,290 |
0,630 |
0,540 |
0,670 |
0,640 |
|
|
|
|
|
|
Коэффициент песчанистости |
0,295-0,507 |
0,524-0,655 |
0,535-0,567 |
0,466-0,488 |
0,454- 0,600 |
|
|
|
|
|
|
Коэффициент расчлененности |
1,6-2,14 |
5,7-9,5 |
5,6 |
4,1-4,6 |
1,6-2,7 |
|
|
|
|
|
|
Удельная продуктивность ,10 м3 / м |
0,320 |
0,380 |
0,200 |
0,490 |
0,280 |
сут Мпа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пластовое давление ,Мпа |
18,800 |
18,800 |
18,800 |
19,000 |
20,500 |
|
|
|
|
|
|
Пластовая температура,oC |
56 |
58 |
58 |
58 |
59 |
|
|
|
|
|
|
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
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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
кзначительному увеличению годового дохода от эксплуатации скважин.
Впериод 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.
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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.
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
-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.