Строительство скважин многофункционального назначения: Теория, практика, проектные решения
Диссертация
Складирование отходов в изолированных пластах во-первых, улучшает экологическую обстановку в районах их скопления и во-вторых, позволяет вернуться к их промышленному использованию по мере развития технологий переработки вторичного сырья. Одним из путей решения проблемы является складирование их в глубоких проницаемых пластах с использованием новейших технических достижений. К настоящему времени… Читать ещё >
Список литературы
- Поляков В.Н., Ишкаев Р. К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. — 408 с.
- Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.
- Шевцов В.Д. Регулирование давлений в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984. 191 с.
- Бабаян Э.В., &bdquo-Булатов А.И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин. М.: 1982. 64 с. (Обзор информ. Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ- Вып. 17).
- Турчанинов И.А., Иофис М. А., Каспарьян Э. В. Основы механики горных пород. Л.: Недра, 1977. 503 с.
- Гольдштейн М.Н. Механические свойства грунтов. М.: Стройиздат, 1971. 364 с.
- Физические свойства минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах: Справочник / Е. И. Баюк, И. С. Томашевская, В. М. Добрынин и др.- Под ред. М. П. Воларовича. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1988. — 255 с.
- Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. Учебное пособие. М., «Недра», 1972, с. 360.
- Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966. 267 с.
- Есьман Б.И., Габузов Г. Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. 216 с.
- Клещенко И.И., Григорьев А. В., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: ОАО «Издательство „Недра“, 1998. — 267 с.
- Упрощение и облегчение конструкций скважин (Материалы выездной сессии Технического совета). М., Гостоптехиздат, 1957. с. 124.
- Мальков Н.А., Шацов Н. И. Конструкции нефтяных скважин и методы расчета на прочность обсадных колонн в США. М., ГОСИНТИ, 1957. с. 115.
- Черский Н.В. Конструкции газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961. с. 282.
- Регулирование перепада давления в зоне разрушения породы при бурении нефтяных и газовых скважин / Штур В. Б., Мавлютов М. Р., Филимонов Н. М., Абдуллин Р. А. (Обзор, информ. Сер. Бурение). — М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 20. — 43 с.
- Колий B.C., Танкибаев М. А., Альсеитов Б. Д. и др. Гидродинамические давления, возникающие в процессе проводки скважин, и их влияние на устойчивость приствольной зоны. М., 1980, с. 32.
- Применение экспресс-методов для исследования скважин / Поляков В. Н., Ситдыков Г. А., Валямов Р. Г., Шеина Э. М. Бурение: Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ, 1969, № 11, с. 29−32.
- Опыт проведения работ по исследованию проницаемых пород и их изоляции / Поляков В. Н., Ситдыков Г. А., Валямов Р. Г. и др. Тр. УфНИИ. Уфа, 1970, вып. 26, с. 82−90.
- Абдрахманов Г. С., Ибатуллин Р. Х., Родкин А. А., Зайнуллин А. Г. Техника и технология ликвидации поглощений при бурении скважин. -(Обзор, информ. Сер. Бурение). М.: ВНИИОЭНГ, 1984, вып. 10(72). — 48 с.
- Поляков В.Н., Мавлютов М. Р., Алексеев JI.A., Колодкин В. А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. Уфа: Китап, 1998. — 192 с.
- Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин на месторождениях Башкирии // Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27−28.
- Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважин / М. Р. Мавлютов, Х. И. Акчурин, С. В. Соломенников и др. М.: Недра, 1997. 123 с.
- Ипполитов В.В. Системные подходы и решения технологических проблем строительства скважин // Дисс. на соискание ученой степени д-ра техн. наук. Тюмень, 2002. е.- 321.
- Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю. С., Поляков В. Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // Нефтяное хозяйство. 1984. № 6. С. 7−10.
- Ипполитов В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин. / Геология нефти и газа. М.: Недра, 1991, № 3, с. 32−34.
- Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980. 304 с.
- Семенякин B.C., Балабешко В. В., Поляков Г. Г. Определение гидростатических давлений в глубоких скважинах // Нефтяное хозяйство. 1984. № 6. С. 5−7.
- Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. — 270 с.
- Поляков В.Н., Колокольцев В. А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта // Нефтяное хозяйство. 1972, № 4. С. 4244.
- Поляков В.Н., Колокольцев В. А. Сравнительный анализ расчетных зависимостей по определению величин гидродинамическихдавлений при спуске инструмента // Тр. / БашНИПИнефть. Уфа, 1974. Вып. 39. С. 85−93. '
- Сукуренко Е.И., Бондарев В. И. Новые опытные данные о колебаниях гидродинамического давления в процессе бурения нефтяных и газовых скважин // Бурение и разработка нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1967. С. 43−47 (Тр. / КФВНИИ- Вып. 18).
- Cannon G.E. Changes in Hydrostatik Pressure due to Withdrawing Drill Pipe from Hole. API Drilling and Production Practice. 1934. P. 42−47.
- Cardwelle W.T., Pressure Changes in Drilling Wells Caused by Pipe movement API Drilling and Production Practice. P. 97−112.
- Поляков B.H. Промысловые и теоретические исследования нестационарных гидродинамических процессов в системе „скважина -пласт“ при спуске инструмента // Тр. БашНИПИнефть. 1975. Вып. 45. С. 44−49.
- Лэл М. Расчет давлений при спуско-подъемных операциях // Нефть, газ и нефтехимия. 1984. № 9. С. 24−29.
- Разработка газонасыщенных месторождений с большим этажом газоносности / Рассохин Г. В., Рейтенбах Г. Р., Трегуб Н. Н. и др. М.: Недра, 1984. — 208 с.
- Гукасов Н.А., Пирвердян A.M. Об определении гидродинамического давления на забое скважины при спуско-подъемных операциях // Нефтяное хозяйство. 1956. № 9. С. 22−24.
- Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В. Н. Поляков, Р. Р. Лукманов, А. У. Шарипов и др. // Бурение: Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. № 9. С. 8−12.
- А.с. 819 306 СССР. Способ снижения проницаемости пластов / Поляков В. Н., Лукманов P.P., Мавлютов М. Р. и др. Опубл. в БИ. 1981. № 13.
- Щелкачев В.Н., Лалук Б. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. — 524 с.
- Аравин В.И., Нумеров С. И. Теория движения жидкостей и газов в недеформируемой пористой среде. М.: ГИТТЛ, 1953. — 616 с. 44.
- Булатов А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.- М.: Недра, 1969. С. 278.
- Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин. :Автореф. Дис. к.т.н. Ивано-Франковск: 1970.
- Малеванский В.Д. Открытие газового фонтана и борьба с ними.-М.: Гостехиздат. 1968. 212 с.
- Булатов А.И., Марухняк Н. И. Количественная оценка влияния контракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин. //Нефтяная и газовая промышленность, 1970. № 3. С. 18−21.
- Булатов А.И., Обозин О. Н., Куксов А. К. Возникновения каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования. //ГП. М.: Недра, 1970. № 2. С. 3−6.
- Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. //НТО. ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газов, и газоконд. месторождений. М., 1977. — 52 с.
- Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика / Уч. пособие. -М.: Недра, 1972. 360 с.
- Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Диссерт. на соискание ученой степени д-ра техн. наук.- Уфа, УНИ, 1987, 479 с.
- Опыт крепления скважин в условиях повышенной углекислотной агрессии // Л. И. Рябова, В. М. Кравцов, А. КБулатов, М. Р. Мавлютов, Ф. А. Агзамов // Бурение: Реф. науч
- Кинд В.В. Коррозия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. М.: Госэнергоиздат, 1955. 230 с.
- Мамаджанов У.Д. Коррозия тампонажных цементов в углекислотной среде. Тр. / АН УзССР, отд. техн. наук, 1976. — с. 69−73.
- Булатов А.И., Бабаян Э. В., Видовский А. Л. и др. О гидростатическом давлении в стволе скважины, заполненной глинистым раствором. // НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.:Недра, 1975. № 2. С. 27−29.
- РД 39−147 585−136−96. Технология формирования непроницаемого экрана в приствольной зоне коллектора при строительстве скважин: Утв. АО „Татнефть“ 23.04.96.Альметьевск, 1996.- 8 с.
- Ковязин Н.И. Разработка технологии и технических средств акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ с целью повышения качества разобщения пластов. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд.техн.наук, Тюмень, 1995.-24 с.
- Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения скважин. -Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1989.-374 с.
- Вяхирев В.И. Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья. Автореферат дис. на соискание ученой степени д-ра. техн. наук, Тюмень, 1999. -65 с.
- Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях.М.: Недра, 1989, -228 с.
- Белов В.Н., Карпов В. М., Шевалдин И. Е. Особенности бурения нефтяных и газовых скважин в Тюменской области. М., Недра, 1966, 97 с.
- Технология бурения глубоких скважин /Под редакцией М. Р. Мавлютова, М., Недра, 1982 .
- Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологий подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1,992. -609 с.
- Крылов Д.А. Влияние проницаемых пород на контакт цементного камня с обсадными трубами // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993.- № 5,-С. 12−14.
- Крылов Д.А. Некоторые причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами. НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ, 1993, № 5- С. 14−16.
- Курочкин Б.М., Прусова H.JI. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород. // Обз. инф. Сер. Бурения. М: ВНИИОЭНГ, 1987.-Вып.7.- 55 с.
- Мельников Ю.В., Утробин А. С., Смолянинов В. Г. Нарушение контактов цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины при проведении технологических операций в этой колонне //НТС. Бурение, 1977.-№ 4.
- Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин / Курбанов Я. М., Хахаев Б. Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C.- М.: Недра, 1996.-234 с.
- Способ интенсификации добычи нефти /Смирнов А.В., Лысенко В. А., Муслимов Р. Х., Тахаутдинов Ш. Ф., Ишкаев Р. К., Файзуллин Р. Н. и др. 7 Решение ВНИИГПЭ о выдаче патента по заявке № 98/ 5 677/ 03 (6 688) с приоритетом от 06.04.98.
- Ишкаев Р.К. Исследование и разработка технологий изоляции водопритоков при первичном вскрытии продуктивных пластов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки: Дис.. канд. техн. наук. -Тюмень, 1998.- 151 с. ДСП.
- Каримов Н.Х., Агзамов Ф. А., Каримов И. Н., Комлева С. Ф. Дезинтеграторная технология получения тампонажных материалов для СП „Вьетсовпетро“ // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы междунар.науч.-техн.семинара. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.- 45 с.
- Файзуллин Р.Н. Изоляция высокопроницаемых пластов при первичном вскрытии // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф.- Тюмень: Запсибгазпром, 1999.
- Булатов А.И., Мариампольский Н. А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.М., Недра 1988,-224с.
- Булатов А.И., Куксов А. К., Бабаян Э. В. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении.-М.:ВНИИОЭНГ, 1987.
- Детков В.П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978.-247 с.
- Зильберман В.И., Дегтев Н. И., Ульянов М. Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- № 12.- С. 16−20.
- Колесников Н.А., Волонсевич С. А., Сафронов В. А. О влиянии отрицательного дифференциального давления на эффективность разрушения пород // НТЖ. Нефтяное хозяйство, 1983. № 6. — С. 12−14.
- Амиян В. А., Васильева Н. П., Джавадян А. А. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. (Обзор инфор. Сер. Нефтепромысловое дело). — М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-78 с.
- Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. — 256с.
- Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. 2-е изд., перераб. — Уфа: КИТАП, 1999. — 304с.
- Ишкаев Р.К., Габдуллин Р. Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во „Вектор Бук“, 1998.-212 с.
- Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири /Ю.Н.Вершинин, В. М. Возмитель, А. Т. Кошелев и др. // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М. :ВНИИОЭНГ, 1992. 65с.
- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -М., ОАО Типография „Нефтяник“, 1998, 160с.
- Выжигин Г. Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчиваня скважин на продуктивность //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-№ 5,-С. 45−48.
- Лозин Е.В., Ованесов М. Г., Брагин Ю. И. и др. Интенсификация выработки запасов нефти на поздней стадии разработки скважин // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1982, — Вып. 25 (49).-28 с.
- Вершинин Ю.Н., Возмитель В. М. Дошелев А.Т. и др.Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Обз. информ., Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1992, — 68 с.
- Блашевич В.А., Стрижнев В. А. Проведение РИР в скважинах в сложных гидродинамических условиях // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып. 53 с.
- Назарова В.И., Сидоров Т. К., Пыльцина И. В. и др. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин освоения // Обз. инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- Вып. 9 (92) 56 с.
- Петров Н.А., Кореняко А. В., Типикин С. И. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона // Обз. инф. -М.: ВНИИОЭНГ, 1997.- 68 с.
- Афанасьев А.В., Горбунов А. Г. Шустер И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975.-215 с.
- Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. -М., КУБК-а, 1997. 351с.
- Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами: Дис.. д-ра. техн. наук. -Уфа, 1984.- 405 с.
- ЮО.Катеев И. С., Юсупов И. Г., Ибатуллин Р. Х. и др. Из опыта крепления нефтяных и газовых скважин в Татарии. г. Казань: Татарское книжное изд-во, 1981. — 104 с.
- Мавлютов М.Р., Полканова А. В., Нигматуллина А. Г., Горонович С. Н. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении // ОИ. Сер. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. М.: ВИЭМС, 1990. -21 с.
- Ю2.Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. -304 с.
- Лебедев О.А., Саркисов М. М., Александров В. Б., Желтухин Ю. Л. Влияние конструкции забоя на: добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-№ 12.-С. 42−44.
- О&цэство с ограниченной ответственностью1. ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ»
- Открытое Акционерное Общество1. УДК .гос. регистрации Инв. № .
- Особые отметки: конфиденциально, экз. №
- УТВЕРЖДАЮ: Генеральный директор доктор техн. наук, профессор, академик AJUJ РФ1ЛОВ1. ОТЧЕТо НИР
- ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РАЗРАБОТКИ ТЕВРИЗСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРОЕКТНЫМИ РЕШЕНИЯМИ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР ПОСЛЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
- Ответственные исполнители:
- Зав. лабораторией разработки газоконденсатных залежей
- Ст. преподаватель кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ, канд. техн. наук С1. Nv1. А.Н. Нестеренко2003 г. 1. А.Ф. Аржанов2003 г. 1. Тюмень 2003 г. 1. СОДЕРЖАНИЕ1. ВВЕДЕНИЕ.
- ГЕОЛОГО ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ,
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
- Литолого-физическая характеристика.13. Характеристика залежей.
- Основные параметры продуктивного пласта.
- Физико-химическая характеристика пластовых флюидов.,
- Запасы углеводородного сырья.
- МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
- Обоснование расчетной модели.
- Технологические показатели разработки.1. ЗАКЛЮЧЕНИЕ.1. ВВЕДЕНИЕ
- В данной работе рассмотрены вопросы разработки газового месторождения, по объему запасов углеводородного сырья относящегося к малым, последующей закачки в него жидкого агента после извлечения запасов газа и обратного отбора закачанного флюида.
- ГЕОЛОГО ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Породы триасовой системы по своему составу являются аналогом палеозойских, общая их толщина составляет 60−70 м.1. Юрская система
- Толщина отложений свиты 40−50 м.
- Отложения георгиевской свиты Mem) в скважине № 1 вскрыты в интервале 2348−2366 м и представлены темно-серыми известковистыми аргиллитами. Толщина 10−15 м.
- Куломзинская свита (Kib~) залегает в основании меловых отложений, и в скважине 1 вскрыта в интервале 1997−2306 м. Представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
- Аргиллиты темно-серые, алевритовые, крепкие, участками сидеритезированные. Алевролиты зеленовато-серые, серые, песчанистые. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, иногда известковистые.
- Толщина отложений куломзинской свиты 300−320 м.
- Тарская свита (Kjv) сложена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, участками известковистые. Алевролиты серые с зеленоватым оттенком, плотные, встречаются обломки раковин.
- К отложениям тарской свиты приурочены пласты Бм. Толщина свиты около 100 м.
- Глины темно-серые, серые, зеленые, редко с буроватым оттенком, аргиллитоподобные. Песчаники и алевролиты серые, светло-серые с зеленоватым оттенком, разнозернистые. По всей свите встречаются известковистые включения. Толщина свиты 310−340 м.
- Отложения алымской свиты (Kia) в скв. № 1 вскрыты в интервале 1489 1585 м. Цитологически осадки свиты представлены аргиллитами темно-серыми, серыми с редкими прослоями серых алевролитов. Толщина 95 м.
- Общая толщина покурской свиты составляет 620−650 м.
- Ранее выделявшаяся березовская свита в новой стратиграфической схеме разделена на две: ипатовскую и славгородскую.
- Славгородская свита («Кзкт) сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, с прослоями глинистых опок, глауконитовых алевролитов и песчаников, характерно наличие пиритизирован-ных водорослей, включений пиритов. Толщина 40−50 м.
- Ганькинская свита (K^m+Pjd) в разрезе скважины № 1 встречена на глубине 590 м. Цитологически представлена глинами зеленовато-серыми, известковистыми, алевритистыми. Толщина 135−140 м.1. Палеогеновая система
- Талицкая свита (Pj'+Pj2) представлена глинами серыми, участками с буроватым и зеленоватым оттенками, с многочисленными присыпками и линзами более светлого алевритового материла. Толщина 60 м.
- Люлинворская свита (ТМ представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, участками опоковидными, с редкими маломощными прослоями песков серых мелкозернистых и алевролитов. Толщина 160 м.
- Четвертичные отложения (Q)
- Четвертичные отложения распространены в пределах описываемой территории повсеместно и представлены желтовато-серыми глинами, песками и супесями. Толщина до 20 м.
- Литолого-физическая характеристика
- Керном охарактеризована нижняя часть куломзинской свиты, сложенная песчаниками и алевролитами ачимовской толщи, перекрытыми аргиллитами.
- Обломочный материал составляет 75 92% породы, цемент — 8 — 25%. Обломки хорошо- и среднеотсортированные, полуугловатые, полуокатанные- в их составе преобладают кварц, и полевые шпаты, в количестве от 5% присутствуют слюды.
- Кварц наблюдается в зернах неправильной вытянутой и субизометрической формы, с четкими и растворенными контурами, с прямым и волнистым угасанием, нередко с хорошо выраженными каемками регенерации.
- Полевые шпаты имеют зерна неправильной, призматической, таблитчатой формы- по ним в разной степени развит пелитовый материал, кальцит.
- О б л о м к и пород имеют неправильную, часто вытянутую форму, представлены глинистыми и слюдистыми сланцами, микрокварцитами, в основной массе эффузивами кислого и основного состава, кремнием, хлоритизированными и каолинизированными обломками.
- Слюды буроватого, зеленоватого цвета, деформированы, расщеплены по спайности, распачкованы, аморфизированы, хлоритизированы, карбонатизированы.
- Из акцессорных минералов встречены апатиты, гранат, циркон, сфен, турмалин, анатаз.
- Эпигенетические изменения песчаников проявились в изменении и деформации слюд, во взаимном приспособлении зерен, растворении контуров, регенерации зерен кварца и полевых шпатов, развитии вторичного коалинита, кальцита.
- Цемент по типу порово-пленочный, участками соприкосновения, базальный. Состав его хлорит-коалинитовый с гидрослюдой, коалинит-карбонатный и карбонатный с примесью хлорита и гидрослюды. Карбонаты представлены, в основном, кальцитом, меньше — сидеритом.
- Значения открытой пористости песчаников находятся в пределах 3 22%, проницаемости0.2−9.5 мД.
- Алевролиты серого цвета, мелко-, крупно- и разнозернистые, единично глинистые, однородные и слоистые за счет прослоев аргиллитов и песчаников, а также намыва растительного материала по плоскостям наслоения. Слоистость горизонтальная, пологоволнистая.
- Под микроскопом породы обнаруживают алевритовую структуру и несовершенную микрослоистую текстуру, обусловленную неравномерным распределением растительного и глинистого материала, ориентированным расположением слюды.
- Аргиллиты темно-серого и серого цвета, однородные и горизонтальнослоистые за счет прослоев (мощностью до 0.5 5.0 м), алевролитов, песчаников и намывов растительного материала по наслоению. Породы плотные, с ровным и полураковистым изломом.
- Под микроскопом аргиллиты обнаруживают пелитовую и алевропелитовую структуру, однородную и микрослоистую текстуру.
- Руководящий комплекс аутигенных минералов для аргиллитов сидерит (0.6 44%) — пиритовый (35.4 — 96%) с неповсеместным развитием доломита-анкерита (0.4 -3.4%) и фосфоросодержащих минералов (0.3 — 0.9%).13. Характеристика залежей
- Месторождение открыто в 1971 г. параметрической скважиной № 1.
- В скважине № 4 пласт Ач^ водонасьпцен, а в скважине № 3 притока пластового флюида из него не получено.
- На северо-западной залежи по результатам испытания и каротажу скважины № 2 положение ГВК определено на абс. отметке -2209.0 м. Размеры залежи составляют при этом 3.3×1.0 км., высота—17.8 м.
- По типу обе залежи пластовые, сводовые, водоплавающие.
- Основные параметры продуктивного пласта
- На северо-западной залежи в скважине № 2 исследовано 28 образцов, из них проницаемые породы охарактеризованы 21 образцами. Среднеарифметическое значение пористости составило 16.7%, проницаемости — 4.3 мД, остаточная водонасыщенность — 49% .
- Наибольшая общая толщина пластов А41.5 вскрыта на юго-восточном куполе скважиной № 1, где она составляет 60.2 м. На северо-западном куполе толщина его сокращается за счет выклинивания нижней пачки песчаников до 53.2 м в скв. 2 и 39 м в скв. 4.
- Эффективная толщина в юго-восточной залежи составляет 31.0 м (скв. 1), на северозападной — 18.0 и 18.4 м соответственно в скважинах 2 и 4. Газонасыщенная толщина в скважине № 1 составляет 9.8 м, в скважине № 2 — 13.0 м.
- Физико-химическая характеристика пластовых флюидов
- Лабораторные исследования по определению начального состава пластовой смеси и ее изменения при снижении давления не проводились. Выполнены лишь анализы составов проб газа и конденсата, отобранных на устье скв. 1 и 5.
- По классификации Сулина пластовые воды продуктивных отложений, к которым приурочены залежи углеводородов, в основном, гидрокарбонатно-натриевого типа. И только в пробах 192 и 290 определен хлоркальциевый тип воды.
- Запасы углеводородного сырья3
- Запасы газа подсчитанные объемным методом, составили 0.636 млрд. м. В связи с малыми объемами запасов их в ГКЗ не представляли.
- Купол Принятые подсчетные параметры Запасы газа, млрд. м3площадь, км2 эфф. газонасьнц. мощность, м коэффициенты пористость г-насьпц.
- Сев.-зап. 2.8 7 0.17 0.52 0.328
- Юго-вос. 2.55 5 0.17 0.52 0.308
- Всего 5.35 6 0.17 0.52 0.636
- МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- Обоснование расчетной модели
- Для прогноза технологических показателей разработки месторождения построена трехмерная геолого-технологическая модель с помощью программного пакета GRID (Schlumberger).
- На основе данных по пробуренным поисково-разведочным скважинам задано распределение фильтрационно-емкостных параметров (пористость, проницаемость) по ячейкам гидродинамической сетки.
- Сеточная аппроксимация газонасыщенности в трехмерной модели представлена на рисунках 2.1 2.2. Схематический разрез продуктивного пласта А41.5 на рисунке 2.3.
- Технологические показатели разработки
- Для добычи газа будут использоваться скважина 1 вскрывшая продуктивные отложения на Юго-Восточном куполе месторождения и скважина 2 — вскрывшая продуктивные отложения на Северо-Западном куполе.
- Конструкция скважин включает: — направление 0 324 мм, глубина спуска 100 м-- кондуктор 0 219 мм, глубина спуска 600 м-- эксплуатационную колонну 0 146 мм, проектная глубина спуска 2310 м.
- Цементирование всех колонн должно осуществляться с подъемом цемента до устья.
- В скважину спускаются лифтовые трубы 0 2».
- Устье скважины оборудуется колонной головкой ОКК1−350−146×219 и фонтанной арматурой АФК6−80/65Х35.
- Рисунок 2.1- Сеточная аппроксимация газонасыщенности в залежи Северо-Западного купола.
- Рисунок 2.2 Сеточная аппроксимация газонасыщенности в залежи Юго-Восточного купола.141. О. ЗЭ 0.44
- Рис. 2.3 Схематический геологический разрез пласта АЧ1.5.
- В связи с отсутствием в газе агрессивных компонентов, осложнений процесса эксплуатации, связанных с коррозией технологического оборудования не предполагается.
- В процессе эксплуатации скважины, особенно при выводе ее на постоянный температурный режим, возможно образование гидратов в стволе и наземных коммуникациях. Для предотвращения этих осложнений необходимо предусмотреть подачу метанола на устье скважины.
- Прогноз технологических показателей выполнен с использованием программного комплекса ECLIPSE 100 (Schlumberger).
- Как показали расчеты за 20 лет разработки из залежи Юго-Восточного купола (скв. 1) будет извлечено 250 млн. м3 газа (или 81% от начальных запасов), из залежи Северо-Западного куполаоскв. 2) будет извлечено 237 млн. м газа (или 72% от начальных запасов).
- Распределение газо- и водонасьпценности в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.4 2.13.
- Продолжительность периода закачки принята равной 10 лет. о
- За этот период в залежь Юго-Восточного купола (скв. 1) будет закачано 172 тыс. м жидкоости, в залежь Северо-Западного купола (скв. 2) будет закачано 101 тыс. м жидкости.
- Распределение насыщенности ячеек модели газом, водой и нагнетаемым агентом в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.14 2.19.
- После окончании закачки в пласт жидкого агента на месторождении организуется его обратное извлечение. Извлечение агента производится через скважины 1 и 2 с помощью электрических центробежных насосов.
- Продолжительность периода обратного отбора принята равной 10 лет. о
- Распределение насыщенности ячеек модели газом, водой и нагнетаемым агентом в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.20 2.25.
- Технологические показатели разработки по скважинам 1 и 2 представлены в таблицах 2.1 и2.2.