абдрахмановская площадь ромашкинского месторождения (7 видео)

Содержание

Выводы
Литература
Характеристика геологического строения эксплутационного объекта
Разработка технологии геофизического контроля остаточных запасов нефти на основе радиогеохимического эффекта (на примере абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения нефти)
Основные защищаемые положения
Основные выводы
🎦 Видео

Видео:«Газпром нефть» начала освоение нефтяной части Чаяндинского месторожденияСкачать

Выводы

1. По структурным и литологическим факторам Абдрахмановская площадь является наиболее благоприятной для поиска залежей углеводородов в кристаллическом фундаменте.

2. Для уточнения геологического строения и поиска залежей углеводородов в кристаллическом фундаменте необходимо пробурить две первоочередные проектные скважины -1,4.

Видео:Жизнь на вахте: как проходит день вахтовика в «Газпром нефти»Скачать

Литература

3. Глубинные исследования архейского фундамента востока Русской платформы в Миннибаевской скважине 20000 / Под ред. Р.Х. Муслимова. — Казань: Тат. книжн. изд-во,1976.

4. Докембрийские образования Татарского свода /Под ред. И.Н. Пенькова. — Казань: Изд-во КГУ,1986.

5. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы нефтегазоносности /Под ред. Р.Х. Муслимова и Т.А. Лапинской. — Казань: Дента, 1996.

6. Назипов А.К. Особенности геолого-тектонического строения и поиски зон возможного скопления углеводородов в кристаллическом фундаменте территории Татарстана: Автореф. дис. канд. геол.-минер. наук. — С.-Пб.,1997.

7. Порфирьев В.Б. Природа нефти, газа и ископаемых углей. — Киев: Наук. думка, 1987. — Т. 2.

The most rich by initial geological oil reserves within the Romashkinskoye field is the Abdrahmanovsky area recognized as an independent exploitation target by the D₁ main producing horizon. Oil potential of 16 Devonian and Carboniferous horizons was established in this area. Main oil reserves are associated with terrigenous Devonian formation where five producing horizons are distinguished in Eifelian, Givetian and Frasnian stages. Structurally, the Abdrahmanovsky area is one of the central ones of the Romashkinskoye field characterized by the highest marks of the crystalline basement top. Lithologically, the disconsolidated (fractured) zones in crystalline basement are distinguished which may represent the zones of migration or oil and gas reservoir. Analysis of vertical sections of dispersed waves field allows to select four first-priority planned wells for drilling into crystalline basement to specify geological structure and to prospect hydrocarbon accumulations.

Рис. 1 . СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН УЧАСТКА АБДРАХМАНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ

1 — границы перспективных участков для поисков нефти по кристаллическому фундаменту; 2 — скважины, пробуренные на горизонт Д ₁ ; 3 — проектные скважины на кристаллический фундамент; 4 — линии профилей поля рассеянных волн

Рис. 2 , А. ВЕРТИКАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПОЛЯ РАССЕЯННЫХ ВОЛН ПО ЛИНИИ 1-1′

1 — зоны: а — разуплотнения пород, б — уплотнения пород; 2 — линии энергии рассеянных волн, усл.ед.

Рис. 2, Б. ВЕРТИКАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПОЛЯ РАССЕЯННЫХ ВОЛН ПО ЛИНИИ 2-2′

Усл. обозначения см. на рис. 2, А

Рис. 2, В. ВЕРТИКАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПОЛЯ РАССЕЯННЫХ ВОЛН ПО ЛИНИИ 3-3′

Усл. обозначения см. на рис. 2, А

Рис. 2, Г. ВЕРТИКАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПОЛЯ РАССЕЯННЫХ ВОЛН ПО ЛИНИИ 4-4′

Усл. обозначения см. на рис. 2, А

Рис. 2, Д. ВЕРТИКАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПОЛЯ РАССЕЯННЫХ ВОЛН ПО ЛИНИИ 5-5′

Видео:Как находят месторождения?Скачать

Характеристика геологического строения эксплутационного объекта

Абдрахмановская площадь находится в центральной части Ромашкинского месторождения и входит в состав Лениногорского, Альметьевского, Бугульминского, Азнакаевского и Сармановского районов РТ.

По рельефу район отличается большой высотой, которая на юге достигает до 379 м. Климат отличается суровой зимой с сильными ветрами и жаркое лето. Средняя температура в январе — 13 С — 14 С, а в июле +19 С. По растительности эта территория относится к зоне лесостепи.

Также из полезных ископаемых кроме нефти, в районах месторождения имеется: торф, строительное сырьё, каменный уголь, природный газ, известняк, доломиты и т.д.

Абдрахмановская площадь с восточной стороны граничит с Восточно-Сулеевской, Павловской, Южно-Ромашкинской площадями, а с западной стороны Минибаевской, Зай-Каратаевской и Альметьевской площадями.

Площадь занимает территорию с севера на юг 25 км., с запада на восток 15км. Ромашкинское месторождение является месторождением платформенного типа. Диаметр месторождения в пределах внешнего контура нефтеносности горизонта Д1 достигает 65-70 км., а сама площадь составляет 4000 км 2

Наиболее поднятой является юго-западная часть месторождения. В пределах приподнятой части выделяется два максимума, которые отметке репера «верхний известняк» минус 1450 м. Соединяются между собой. Подошва репера «верхний известняк» занимает здесь на абсолютных отметках минус 1432, минус 1450 м. Первый максимум расположен прямо в центре Абдрахмановской площади. Второй, меньший расположен на крайнем Западе месторождения, в юго-западной части Минибаевской площади.

Ромашкинское месторождение многопластовое: здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя.

Коллекторами нефти являются мелко и крупно зернистые песчаники и алевролиты. Пористость их достигает 30%, проницаемость превышает 1 Дарси, иногда достигает 4 Дарси.

Залежи относятся в основном к пластово-сводовым. Средний дебит нефти 2-3 т/сут. Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского Д1 и кыяновского Д0 горизонтов терригенного девона.

В геологическом строении Абдрахмановской площади, как и на всём месторождении, принимают участие осадочные породы, начиная с девонской и кончая пермской системой.

Средний девон — Д2

Эйфельский ярус — Д2

Живетский ярус — Д 2 2

Воробьевский горизонт — Д2 2v+b

Отложения Ворбьевского горизонта размывом залегают на породах эйфелевского яруса и представлены пластом Д, разделенным глинистыми породами на две алевролито-песчаные пачки (Д4-б и Д4-а) и перекрывающее их алевролито-глинистыми породами с прослоями карбонатов и болитов.

Пласт Д4 сложен песчаниками, алевролито-глинистыми породами. Песчаники пористые, с хорошей проницаемостью. Мощность глинистой пачки, разделяющей пласты Д4 и Д6 составляет 3-4 м. Мощность воробьевского горизонта 16-20 м.

Старооскольский горизонт — Д 5

Породы старооскольского горизонта залегают согласно на отложения Воробьевского горизонта и подразделяются на 2 пачки: нижнюю песчаноалевролито-глинистую и верхнюю карбонато-глинистую.

Мощность старооскольского горизонта на Абдрахмановской площади составляет 24-30м.

Видео:«Новый Порт» — лучший проект в нефтегазовой отрасли по оценке международных экспертовСкачать

Разработка технологии геофизического контроля остаточных запасов нефти на основе радиогеохимического эффекта (на примере абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения нефти)

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА ОСНОВЕ РАДИОГЕОХИМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА (НА ПРИМЕРЕ АБДРАХМАНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ)

Специальность 25.00.10- Геофизика, геофизические методы поисков

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Работа выполнена в НГДУ «Лениногорскнефть»

кандидат технических наук, старший научный сотрудник

доктор технических наук

Защита диссертации состоится «11» июня 2010 г. в 16 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» ( «Геофизика») Республика Башкортостан, г. Уфа, .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке «Геофизика».

Автореферат разослан «06» мая 2010г.

доктор хим. наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. За 60 лет промышленной разработки Ромашкинского нефтяного месторождения, одного из крупнейших в мире, добыто три миллиарда тонн нефти (2008 год). В настоящее время основные эксплуатационные объекты этого месторождения находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся значительной выработанностью залежей нефти и высоким обводнением продукции скважин. Ввод новых запасов с целью стабилизации добычи нефти связан в настоящее время с потребностью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капитальных вложений резко падает, так как в разработку вводятся малопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы нефти. Вместе с тем, на месторождении, в том числе и на Абдрахмановской площади, значительные запасы остаточной нефти сосредоточились в заводненных выработанных коллекторах, содержащих основные запасы нефти на начало разработки. Наличие остаточной нефти в таких коллекторах обусловлено микро — и макронеоднородностью пластов, капиллярно-поверхностными взаимодействиями в системе пластовые жидкости — пористая среда, условиями разработки продуктивных объектов.

Контроль за разработкой нефтяных месторождений методами промысловой геофизики дает возможность получать информацию о состоянии и изменениях, происходящих в продуктивных пластах в процессе их эксплуатации, с целью извлечения запланированного объема добычи нефти и достижения максимально возможного коэффициента нефтеотдачи. Вместе с тем, каждый комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) обладает определенными ограничениями при решении задач контроля за разработкой нефтяных месторождений, связан с существенными материальными затратами.

Одним из определяющих факторов начинающегося обводнения продуктивных пластов является возникновение радиогеохимического эффекта (РГХЭ). На поздней стадии разработки нефтяных месторождений радиогеохимический эффект проявляется практически во всех скважинах. Использование указанного эффекта в процессе длительной эксплуатации скважин дает возможность получить необходимую информацию о работе продуктивных пластов с возможным выделением интервалов с остаточными запасами нефти, что является актуальным для площадей на поздних стадиях разработки с высокой степенью обводненности.

Цель диссертационной работы — разработка технологии геофизического контроля остаточных запасов нефти на поздней стадии эксплуатации месторождений на основе использования радиогеохимического эффекта.

Основные задачи исследования

1. Анализ литературных источников в области изучения формирования радиогеохимических аномалий и практического использования их для геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений.

2. Изучение особенностей выработки запасов нефти из продуктивных объектов Абдрахмановской площади.

3. Разработка технологии автоматизированной обработки больших массивов скважин с радиогеохимическими аномалиями (РГА) с целью определения интервалов с остаточными запасами нефти в обводненных пластах.

4. Применение разработанной технологии для изучения выработки продуктивных пластов Абдрахмановской площади с учетом их фильтрационно-емкостных свойств.

5. Изучение возможности применения радиогеохимического эффекта для определения технического состояния эксплуатационных колонн с длительным сроком эксплуатации.

Методы исследования. Для решения поставленных задач проводилась автоматизированная переинтерпретация материалов стандартного комплекса ГИС открытого ствола старого фонда и вновь пробуренных скважин. Выполнялись дополнительные измерения гамма-каротажа (ГК) в добывающих и нагнетательных скважинах, проводился комплексный анализ и обобщение геолого-геофизических и промысловых данных.

Научная новизна работы

1. Разработан автоматизированный модуль обработки больших массивов измерений ГК, который позволяет уверенно выделять радиогеохимические аномалии и на их основе определять интервалы остаточной нефтенасыщенности (застойные зоны) в обводненных пластах.

2. Установлено, что возможность уточнения интервалов перфорации при первичном вскрытии продуктивных пластов по началу проявления радиогеохимического эффекта после спуска эксплуатационной колонны позволяет осуществлять эффективный контроль за разработкой многопластовых месторождений.

Видео:Первая нефть Чаяндинского месторождения отправилась на рынки Азиатско-Тихоокеанского регионаСкачать

Основные защищаемые положения

1. Методика комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизических данных и радиогеохимического эффекта с целью выделения интервалов с остаточными запасами нефти.

2. Обоснование возможности геофизического контроля за разработкой нефтяной залежи при одновременной эксплуатации нескольких продуктивных пластов.

3. Определение интервалов обводнения продуктивных пластов посредством выявления радиогеохимического эффекта.

Практическая ценность. Результаты проведенных исследований в производственном масштабе позволили расширить область применения радиогеохимического эффекта при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Созданная электронная база временных измерений ГК по скважинам Абдрахмановской площади и разработанная технология выявления радиогеохимического эффекта позволяют сократить материальные затраты на проведение геолого-технических мероприятий (дострел, перестрел, методы увеличения нефтедобычи (МУН)) с целью увеличения продуктивности скважин, коэффициента охвата пластов, на проведение капитальных ремонтов. Применение разработанного комплекса возможно и на других нефтяных месторождениях с длительным сроком эксплуатации.

Реализация в промышленности. Результаты работ внедрены в производство и используются при проведении оптимизации работы скважин на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения нефти.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на: семинаре главных геологов , посвященном проблемам разработки и состоянию их решения при внедрении комплекса мероприятий по созданию постоянно действующей геологической модели Ромашкинского месторождения, 2001 г., р. п. Актюба РТ; научно-технической конференции, посвященной теме «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы», 2001 г., г. Альметьевск; научно-практической конференции «Ядерная Геофизика 2002», 2002г., г. Тверь; научно-практической конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе», 2006 г., г. Уфа.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 5 работ – в изданиях рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, анализ, обработка и обобщение результатов исследований.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав и основных выводов, объем которых составляет 127 страниц. Текст сопровождается 54 рисунками, 19 таблицами и списком использованных источников, включающим 73 наименования.

Диссертационная работа выполнена в НГДУ «Лениногорскнефть» под научным руководством кандидата технических наук ( «Геофизика», г. Уфа), которому автор выражает глубокую признательность.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, поставлены цель и задачи исследований, сформулированы научная новизна и защищаемые положения, показана практическая значимость работы.

В первой главе освещаются особенности геологического строения и условия разработки Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Абдрахмановская площадь находится на поздней стадии разработки и имеет сложное геологическое строение, что выражается в резкой литофациальной расчлененности как по площади, так и по разрезу. Она относится к многопластовым залежам, основным объектом разработки является пашийский горизонт ДI франского яруса верхнего девона, представленный терригенными отложениями. Поздняя стадия разработки площади характеризуется значительной выработанностью высокопродуктивных коллекторов, ростом доли трудноизвлекаемых запасов, высокой обводненностью добываемой продукции, снижением эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ), выбытием значительного фонда скважин по различным причинам.

Абдрахмановская площадь является наиболее богатой по содержанию начальных балансовых запасов нефти основного продуктивного пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. Интенсификация добычи и закачки жидкости в 70-х годах прошлого века привела к непропорциональному росту обводненности. Прокачка больших объемов охлажденной воды по наиболее проницаемым пропласткам явилась причиной потери подвижности запасов выше — и нижележащих интервалов. Анализ динамики изменения структуры запасов нефти горизонта ДI Абдрахмановской площади показывает, что ежегодно в процессе разработки наблюдается ухудшение структуры запасов нефти. Наиболее полная выработка запасов нефти при эксплуатации скважин единым фильтром произошла в пластах площадного развития, т. е. преимущественно нижней пачки “гд”. В то же время на поздней стадии разработки для достижения высокого коэффициента нефтеизвлечения требуется равномерная эксплуатация всех пластов. Наиболее актуальной задачей для более полного освоения запасов Абдрахмановской площади является вовлечение в активную разработку запасов нефти водонефтяных зон и слабопроницаемых коллекторов.

В этой главе освещены также задачи, методы и комплексы промыслово-геофизических исследований скважин. Каждый комплекс позволяет решать определенную задачу, имеет свои ограничения, в результате часто полученная информация не является однозначно достоверной, что отрицательно сказывается на процессе эксплуатации скважин.

Анализ промыслово-геофизических исследований с целью контроля за разработкой Абдрахмановской площади за несколько лет показывает, что большое количество материалов (измерения ГК) не рассматриваются при оценке работы продуктивных пластов. Измерения ГК выполняются, в основном, как привязочный материал в комплексах промыслово-геофизических исследований скважин. Вместе с тем, современные технологии обработки кривых ГК дают возможность получать дополнительную информацию о работе пластов в процессе их эксплуатации.

Во второй главе освещаются результаты многочисленных предшествующих исследований РГХЭ в период с 50-х годов прошлого столетия по настоящее время.

Радиогеохимическому эффекту посвящены публикации , , , . Более современными являются работы , , и др.

В этих работах отмечается, что явление РГХЭ объективно существует, приводятся разные точки зрения его возникновения, определяется его роль в нефтепромысловой практике. Наряду с этим, все авторы отмечают неоднозначность интерпретации радиогеохимических аномалий, что связано с разновременностью регистрации кривых естественной радиоактивности, проведением измерений разными типами аппаратуры, негативным влиянием отложений радиоактивных солей в призабойной зоне и на технологическом оборудовании скважин. Проведенный анализ заключений, выдаваемых геофизическими службами, свидетельствует о том, что в 90% случаев идет простая констатация факта наличия радиогеохимической аномалии в том или ином интервале.

Интерпретация кривых естественной радиоактивности (ГК) с целью получения дополнительной информации о состоянии продуктивных пластов невозможна без комплексной автоматизированной системы обработки данных ГИС, позволяющей представить решение поставленной задачи в виде универсальной технологии. Возможности процессора ГИС в автоматизированной системе интерпретации Gintel позволили создать алгоритм обработки кривых ГК, зарегистрированных в той или иной скважине. Поскольку регистрация ГК в скважинах выполняется неоднократно, этот метод относят к повторному радиоактивному каротажу (ПРК).

Повторный радиоактивный каротаж является одним из наиболее эффективных и универсальных методических приемов специальных геофизических исследований скважин на всех этапах геологоразведочных работ и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Он может применяться в сочетании с любыми методами радиоактивного каротажа, но наиболее эффективен в варианте с методами, предназначенными для изучения свойств флюида в пласте. Весьма перспективно использование ПРК также и для решения технических задач, связанных с контролем состояния элементов конструкции обсадных колонн и технологического оборудования в процессе эксплуатации скважин. Преимуществом ПРК по сравнению с методами однократных исследований является высокая помехоустойчивость его результатов к вариациям геологических и скважинных условий измерения и, как следствие, возможность выявления слабых эффектов. Под ПРК понимается специальная методика его проведения и обработки разновременных измерений в одном и том же интервале разреза одними и теми методами РК. Цель измерений — выявление, локализация и количественная оценка изменений ядерно-физических свойств изучаемого объекта, имевших место в интервале времени между измерениями. ПРК слагается из результатов исследований поисково-разведочных скважин, при испытании и освоении пластов, при контроле за разработкой нефтяных и газовых скважин.

Применение метода естественной радиоактивности (ГК) основано на изменении содержания гамма-излучающих радиоактивных элементов в породе (урана, радия, тория, калия). Содержание этих элементов в объекте исследования может изменяться под действием физико-химических процессов, обусловленных вытеснением нефти и газа пластовой и закачиваемой водой (радиогеохимический эффект). Изменение концентрации радия в пласте в процессе замещения нефти водой и выпадение радиоактивных солей на поверхности цементного кольца скважины сопровождаются изменением интенсивности естественного гамма-излучения против обводненного пласта. Если измерять естественную радиоактивность пластов до и после обводнения скважины, в общем случае характер изменения естественной радиоактивности между двумя измерениями будет критерием для определения нефтеводонасыщенности пластов: радиоактивность нефтеносных пластов остается без изменения, а обводненные пласты выделяются положительными приращениями на кривых гамма-каротажа. Повышение естественной радиоактивности наблюдается как в неперфорированных, так и в перфорированных пластах.

Чувствительность метода ГК зависит от фоновой гамма-активности пород-коллекторов и изменяется от 0,2 до 0,5 мкР/ч в диапазоне изменения фоновой гамма-активности коллекторов от 1 до 5 мкР/ч, характерной для неглинистых карбонатных пород и песчаников соответственно. Максимальная разрешающая способность стандартного ГК по толщине пласта составляет 0,3-0,4 м. Аномалии, интенсивность которых более чем в 5 раз превышает погрешность измерений, могут быть выявлены и при толщине прослоя в 0,15 м. Детальность ГК при необходимости может быть доведена до 5-10 см путем уменьшения высоты детектора и скорости измерения.

Разработанная комплексная технология решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений, включающая алгоритм выявления аномалий естественной радиоактивности, многоэтапна и может быть представлена в следующем виде (рис.1).

Подготовка материалов ГИС к вводу в обрабатывающую систему Gintel в формате LAS

Переинтерпретация материалов ГИС старого фонда скважин с целью получения коллекторских свойств продуктивных пластов (Кп, Кпр, Кн), построения литологической и флюидальной моделей разреза

Переинтерпретация материалов ГИС вновь пробуренных скважин с целью адаптации информации, полученной в других обрабатывающих системах, к системе Gintel

Подключение алгоритма обработки временных кривых ГК по методике обработки замеров ПРК с применением ЭВМ, реализованной в Процессоре ГИС системы Gintel

Комплексный анализ результатов обработки кривых ГК с данными промыслово-геофизических исследований скважин

Вывод результатов на планшеты

Выдача рекомендаций с целью выделения интервалов с остаточными запасами нефти (застойные зоны).

Определение технического состояния эксплуатационных колонн, прогнозирование интервалов коррозии колонн

Рис.1. Алгоритм автоматизированной обработки комплекса данных ГИС и ГК

Результаты обработки представляются на планшетах в цветовой гамме с шагом 14,3% (100/7). В первый интервал попадают ложные аномалии, связанные с погрешностью измерений ГК.

По представленному алгоритму выявлены особенности проявления радиогеохимического эффекта в скважинах Абдрахмановской площади на разных этапах разработки, включающих периоды безводной эксплуатации скважин ( гг.), закачки пресных вод с целью поддержания пластового давления ( гг.), закачки пресных и высокоминерализованных вод с целью поддержания пластового давления, а также с целью утилизации сточных вод ( гг.).

В скважинах, пробуренных в х годах, безводный период продолжался в среднем 8-12 лет, затем появлялись первые признаки воды в добываемой продукции, что отчетливо фиксируется на кривых естественной радиоактивности. В скважине 992 Абдрахмановской площади (рис.2) произвели перфорацию пластов терригенного девона 16.08.1955 года: ДIа (1670,2-1672,4 м), ДIб2 (1677,2-1680,8 м), ДIв (1685,0-1687,6 м), ДIг1 (1689,2-1694,0 м). В период г. скважина работала безводной нефтью плотностью 876 кг/м3, накопленная добыча нефти составила 60 541т. Анализ кривых ГК г. (отсутствие радиогеохимических аномалий) согласуется с данными промысловых исследований скважины.

Скважина 992 Абдрахмановская площадь интервал исследования 1660,0 – 1694,4 м

Рис.2. Пример проявления РГХЭ в период безводного и начального обводнения продуктивных пластов

В середине 1971 г. в продукции скважины, по данным химического анализа, зафиксировано появление воды плотностью 1091 кг/м3 , к концу года накопленная добыча воды составила 14 836 т. Поинтервальное обводнение пластов ДIа (1670,0-1671,2 м), ДIб2 (1677,2-1679,8 м), ДIв (1685,0-1686,4 м), ДIг1 (1690,8-1691,4 м, 1692,0-1693,6 м) к 1986 г. выявилось сравнением кривых ГК г.

В период закачки в эксплуатируемые продуктивные пласты больших объемов пресной воды однозначное определение насыщенности коллекторов в бурящихся скважинах стало затруднительным. Для решения данной проблемы в новых пробуренных скважинах проводился комплекс временных измерений импульсно — нейтронными методами (ИНГК, ИННК) с целью определения насыщенности пластов посредством закачки в интервал исследований промывочной жидкости с боропродуктами. Автором работы было проведено изучение проявления радиогеохимического эффекта в момент расформирования зоны проникновения боросодержащей жидкости. Известно, что время расформирования зоны проникновения боропродуктов составляет 15-20 суток, анализ кривых ГК в этот промежуток времени дает возможность выявлять высокопроницаемые интервалы, по которым боросодержащая жидкость поступает в пласт.

На рис.3 представлена комплексная обработка материалов ГИС в открытом стволе, данных ИНМ до и после закачки боросодержащей жидкости и кривых ГК в период гг. в скв.13871 Абдрахмановской площади.

Скважина 13871 Абдрахмановская площадь интервал исследования 1648,0-1692,0м

Рис. 3. Пример проявления РГХЭ в скважинах с закачанной боросодержащей жидкостью

В результате выявлены интервалы начального обводнения пласта ДIг2 ( гг.), связанного с более проницаемыми прослоями (1680,3-1680,8 м — Кпр-0,595 мкм2; 1682,0-1683,0 м — Кпр-0,760 мкм2), прослежен охват заводнением данного пласта по толщине в период гг. В 1991 году отмечено появление воды в пласте ДIг1 и зафиксирована затрубная циркуляция между пластами ДIг2 и ДII.

В результате анализа кривых ГК в 46-ти скважинах Абдрахмановской площади установлено, что радиогеохимический эффект на поздней стадии разработки проявляется после спуска и цементажа эксплуатационной колонны, еще до перфорации продуктивных пластов, что дает возможность оценивать и корректировать интервалы первичного вскрытия коллекторов. В скважине 24103 (рис.4) обводненные интервалы пластов ДIа и ДIг1 выявились сравнением кривой ГК в открытом стволе (03.1993 г.) и измеренной в колонне перед перфорацией (04.1993 г.)

Скважина 24103 Абдрахмановская площадь интервал исследования1728,2 – 1812,0 м

Рис.4. Пример проявления РГХЭ на поздней стадии разработки до первичного вскрытия продуктивных пластов

В результате первичной перфорации пласта ДIг1 изначально была получена обводненная продукция, дострел пласта ДIа в интервале 1760,6-1763,0 м (10.1998 г.) привел к увеличению обводненности до 80%. В настоящее время остаточные запасы нефти, по исследованиям автора диссертации, сосредоточены в интервале 1762,4-1763,4 м.

В третьей главе представлены результаты мониторинга применения радиогеохимического эффекта с целью:

выявления интервалов с остаточными запасами нефти в обводненных пластах при их одновременной эксплуатации;

определения технического состояния обсадных колонн.

Особенностью разработки нефтяных месторождений, в том числе и Абдрахмановской площади, является то, что выработка запасов, приходящихся на единичную скважину (удельные запасы), происходит неравномерно, вытеснение нефти по пласту — коллектору не подчиняется радиальным законам и в зоне, ограниченной радиусом контура питания, формируются значительные запасы, не подвергающиеся дренированию, образуются так называемые тупиковые и застойные зоны. Вовлечение в разработку подобных запасов образует значительный резерв в увеличении объемов добычи нефти и конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Контроль за текущим нефтенасыщением пласта и выявление ранее «пропущенных» продуктивных интервалов осуществляется геофизическими методами в условиях обсаженных стальной колонной неперфорированных скважин: ИНК, СГК, С/О-каротаж. На Абдрахмановской площади наиболее широко применяемыми являются методы импульсного нейтронного каротажа (порядка 50-60 исследований в год); СГК, С/О-каротаж не получили широкого применения. Исследование СГК проведено в одной скважине (скв.24246), С/О-каротаж — в двух скважинах (скв.635д, 23915). В скважине 635д по результатам комплексной интерпретации материалов ГИС с использованием данных ИНГК и С/О-каротажа установлено, что текущая насыщенность девонских отложений имеет неоднородный характер (рис.5). Основная часть пластов обводнена изначально, что подтверждается данными анализа кривых ГК и последующей перфорацией. Наибольший интерес представляет интервал слияния пластов ДIг2г3д, насыщенность которого определена следующим образом: 1646,4-1648,0-обводненный, 1648,0-1649,6-слабонефтенасыщенный, 1649,6-1654,6-нефтенасыщенный, 1654,6-1656,0-слабонефтенасыщенный. Интервал 1649,6-1654,6 характеризуется параметрами: Кп-19-20%, Кпр-0,5-0,8 мкм2, Кгл-0,4-1,9%, Кн-68-85% . С целью уточнения характера насыщенности была произведена перфорация интервала 1653,2-1654,6 м. В результате свабирования в течение шести дней было поднято 66 м3 пресной воды плотностью 1004 кг/м3. Вместе с тем, отсутствие изменений естественной радиоактивности в данных пластах свидетельствует о застойной зоне, образовавшейся в этом интервале. После рекомендации провести дальнейшее опробование данного интервала с применением комплексного физико-химического воздействия на пласт была получена жидкость с пленкой нефти.

Рис.5. Пример комплексной интерпретации данных ИНГК, С/О-каротажа, ГК

В условиях перфорированных обводненных пластов с целью вовлечения в разработку остаточных запасов нефти применяют форсированные отборы, дострелы и перестрелы, смену фильтрационных потоков, вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Вместе с тем, не всегда проводимые мероприятия дают ожидаемый эффект, так как однозначного способа выделения интервалов с остаточными запасами нефти в перфорированных обводненных пластах не существует. Результаты исследований, представленные в диссертации, свидетельствуют о том, что радиогеохимический эффект позволяет достаточно надежно и точно выделять интервалы с остаточными запасами нефти (застойные зоны). Обработка кривых ГК в разработанном алгоритме по скв.14032 дала возможность определить два метровых интервала (1684,0-1685,0 м, 1689,5-1690,5 м) для дострела в мощном девятиметровом пласте слияния ДIа+б1+ б2 . В августе 2008 года интервал 1684,0-1685,0 м был дострелян, в результате чего дебит скважины увеличился с 1,8 т/сут до 3,7 т/сут, обводненность уменьшилась с 73% до 28%, скважина из нерентабельных перешла в рентабельные. Результаты исследований представлены на рис.6.

Скважина 14032 Абдрахмановская площадь интервал исследования 1652,0 – 1720,0м

Рис.6. Пример выделения интервалов с остаточными запасами нефти в мощных пластах слияния по данным РГХЭ

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений увеличивается количество скважин, выходящих из эксплуатации по техническим причинам, основными из которых являются коррозия эксплуатационных колонн и интенсификация разработки: создание больших перепадов давления между различными пластами, приводящее к нарушению герметичности цементного камня за колонной, высокие давления нагнетания, агрессивные высоко минерализованные пластовые воды, использование эксплуатационных колонн добывающих скважин для закачки сточных вод, недоподъем цементного камня за обсадной колонной до устья.

Ремонтные работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн очень трудоемки, малоэффективны и требуют значительных материальных затрат. Поэтому целесообразность ремонта колонн в скважинах с длительным сроком эксплуатации должна решаться на основе тщательной изученности их технического состояния. При этом необходимо учитывать, что, во-первых, отремонтированная скважина полностью не восстанавливает первоначальное техническое состояние, во-вторых, часть скважин по техническим причинам вообще невозможно отремонтировать.

Нарушения обсадных колонн и низкая эффективность изоляционных работ по их ликвидации обусловлены также сложными гидродинамическими условиями в интервалах неустойчивых пород, а также в интервалах отсутствия цементного кольца, характеризующимися перетоком жидкости между пластами.

На Ромашкинском месторождении нефти и газа, в том числе и на Абдрахмановской площади, такими неустойчивыми породами являются кыновские аргиллиты. В результате анализа выявленной негерметичности обсадных колонн в скважинах Абдрахмановской площади за период г. г. установлено, что 7,6% нарушений приурочено к интервалу залегания кыновских глин, причем в двух скважинах (8973, 8985) нарушения связаны со сдвигом колонны.

Причиной нарушений могут стать резьбовые соединения, связанные с недоворотом труб при спуске обсадной колонны. Такие нарушения трудно, практически невозможно, выделить методами термометрии и РГД.

Анализ нарушений эксплуатационных колонн (447 скв.), выявленных сравнением кривых ГК, показал, что в отличие от стандртного комплекса определения негерметичности (Т, РГД, ДСИ, САТ, СКПУ, ЭМДС), алгоритм РГХЭ позволяет выделять интервалы коррозии по всей длине колонн, причем на ранних стадиях их появления. Ликвидация выявленных интервалов негерметичности колонны из-за коррозии при последующих капитальных ремонтах дает возможность экономить значительные материальные затраты и увеличивать межремонтные периоды работы скважин.

Видео:5 условий образования месторождения нефтиСкачать

Основные выводы

В результате проведенных исследований по теме диссертационной работы сформулированы следующие выводы.

1.Разработан алгоритм, позволяющий проводить автоматизированную обработку повторных измерений кривых естественной радиоактивности (ГК). Алгорим реализован в Процессоре ГИС интегрированной системы Gintel.

— на поздней стадии разработки Абдрахмановской площади радиогеохимический эффект (РГХЭ) наблюдается как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в 100% случаев;

— в условиях повышенной обводненности пластов радиогеохимический эффект наблюдается после спуска обсадной колонны, до первичного вскрытия продуктивных объектов.

3.Показано, что предложенная интерпретационная модель обработки материалов ГИС открытого ствола скважин в комплексе с промыслово-геофизическими исследованиями позволяет выделять интервалы с остаточными запасами нефти при одновременной эксплуатации нескольких продуктивных пластов.

4.Выявлено преимущественное изменение радиоактивных аномалий в обводненных интервалах продуктивного пласта, характеризующихся высокой проницаемостью, что позволяет идентифицировать пропластки с ухудшенной проницаемостью с интервалами остаточной нефтенасыщенности.

5.На основе мониторинга нарушений обсадных колонн в скважинах Абдрахмановской площади, выявленных стандартными промыслово-геофизическими методами в комплексе с анализом радиогеохимического эффекта, показана возможность определения интервалов коррозии на ранней стадии их проявления и развития в процессе эксплуатации обсадных колонн.

6.Для наиболее полного анализа изменений естественной радиоактивности с целью получения эффективной информации о состоянии продуктивных пластов и определения технического состояния эксплуатационных колонн метод ГК с регистрацией по стволу скважин Абдрахмановской площади включен в обязательный комплекс промыслово-геофизических исследований.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ:

1., , Магдеева условий осадконакопления по данным геофизических исследований скважин на Ромашкинском месторождении //Нефтяное хозяйство.-2008.-№7.-С.28-31.

2.Пат.2211309 Россия, МПК 7 Е 21 В 43/00, 47/10 Способ разработки многопластового нефтяного месторождения /, , ; Нефтедобывающая промышленность.- №/03; заявлено 03.01.02; опубликовано 27.08.03, Бюл. № 24.

3.Пат.2231632 Россия, МПК 7 Е 21 В 43/16,47/10 Способ разработки нефтяной залежи/, , ; Нефтяная промышленность.-

№/03; заявлено 21.06.2003; опубликовано 27.06.04, Бюл.№ 18.

4.Пат.2235193 Россия, МПК 7 Е 21 В 43/00,47/10 Способ эксплуатации скважины /, , ; Нефтяная промышленность. -№/03; заявлено 21.06.03; опубликовано 27.08.04, Бюл. № 24.

5.Пат.2375565 Россия, МПК Е21В 47/00 (2006.01) Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны /, , ; Нефтяная промышленность.-№/03; заявлено 04.06.2008; опубликовано 10.12.2009, Бюл. № 34.

В других изданиях:

6., , Файзуллин новых подходов к вопросам поисков и доразведки залежей нефти в горизонтах ДIII-ДIV на Абдрахмановской площади //Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади: Сборник научных трудов-Уфа, 1997.- Вып.1.-С.56-61.

7., Магдеева баз геолого-геофизических данных программными методами //Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади: Сборник научных трудов-Уфа, 1998.- Вып.2.- С.180-183.

8.Магдеева применения системы «GINTEL-97» для решения задач интерпретации данных ГИС //НТЖ «Георесурсы». Материалы семинара главных геологов -2001.-№4(8).-С.35-37.

9., Магдеева выработки продуктивных пластов традиционными методами геофизических исследований скважин //Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Труды всероссийской научно-технической конференции/Мин. образов. РТ, Альметьевский нефтяной институт, .-Альметьевск, 2001.-Т.1.-С.171-178.

10., Магдеева определения естественной и техногенной радиоактивности коллекторов на поздней стадии эксплуатации //Технологии поиска, разведки, разработки и контроля эксплуатации нефтегазовых месторождений с использованием новейших методов ядерной геофизики: Тезисы докладов научно-практической конференции «Ядерная Геофизика 2002»-Тверь, 2002.-С.68-69.

11.Магдеева подходы к обработке материалов ГИС действующего фонда скважин //Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: Сборник статей аспирантов и молодых специалистов-Уфа, 2005.-С.69-80.

12.Магдеева карбонатных пород кровли кизеловского горизонта Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения комплексом геолого-геофизических методов //Информационные технологии в нефтегазовом сервисе: Тезисы докладов научно-практической конференции-Уфа, 2006.-С.81-84.

13.Магдеева инструкция по использованию повторного радиоактивного каротажа (ГК) для контроля за разработкой многопластовых нефтяных месторождений//НГДУ «Лениногорскнефть» , Лениногорск.-2010.-7 с.