Строительство скважин многофункционального назначения: Теория, практика, проектные решения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Аржанов, Андрей Феликсович

• Аржанов, Андрей Феликсович
• доктор технических наук
• 2006

Оглавление диссертации доктор технических наук Аржанов, Андрей Феликсович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН

МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ.

1.1 Существующие методы оценки технического состояния необсаженного ствола скважины.

1.2 Характеристика гидродинамического поведения скважины в процессе бурения, СПО и промывке.

1.3 Показатели технического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины применительно к технологическим расчетам.

1.4 Промысловая оценка фильтрационных характеристик проницаемых пластов.

2 ФОРМИРОВАНИЕ ОТКРЫТОГО ЗАБОЯ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО

ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.

2.1 Технология селективной гидромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений.

2.2 Технология глубоких и малых проникновений.

2.3 Технология установки гидроизолирующих экранов в водонасьпценных пластах.

2.3.1 Методы расчета технологических параметров процесса установки водоизолирующих экранов.

2.4 Технология «щадящей» кольматации в процессе углубления забоя и устройство для ее реализации.

2.5 Технология первичного вскрытия с использованием струйно-волнового кольмататора и материала «кварц».

3 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЛНОВЫХ И

ВИБРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ БУРЕНИИ И ДОБЫЧЕ.

3.1 Постановка проблемы. Существо использования волновых и вибрационных процессов.

3.2 Эффекты односторнне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости.

3.3 Эффект ускорения течения жидкости в капиллярах и пористых средах.

3.4 Проблемы передачи энергии колебаний в нефтеносные пласты.

4 ТЕХНОЛОГИИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ЗАКОЛОННОГО

ПРОСТРАНСТВА.

4.1 Опеспечение герметичности заколонного пространства многофункциональных скважин.

4.2 Струйная обработка стенок скважины.

4.3 Струйно-волновая кольматация.

4.3.1 Влияние струйно-волнового воздействия на процесс фильтрации глинистого раствора и кольматацию пористых сред.

4.3.2 Результаты исследований по оценке кольматации порового пространства породы вязко-упругим раствором.

4.4 Технологии первичного выкрытия пласто продуктивной толщи в водонефтяных зонах и их разобщение с использованием гидрофобных буровых и тампонажных растворов.

4.5 Разработка и исследование гидрофобного тампонажного материала.

4.5.1 Физико-химическая природа процесса структурообразования тампонажных суспензий.

4.6 Перспективы реализации волновых технологий в добывающих и нагнетательных скважинах.

5 ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ УГЛУБЛЕНИИ СКВАЖИНЫ И МЕТОДЫ УПРАВЛЕНИЯ ИМИ.

5.1 Исследование потоков жидкости в призабойной части ствола при углублении забоя.

5.2 Усовершенствование конструкции наддолотного устройства с целью повышения технико-экономических показателей при бурении.

5.3 Влияние факторов на проникновение твердой фазы в пласты-коллекторы (кольматация).

5.4 Экспериментальные исследования процессов фильтрации промывочной жидкости и кольматации пористой среды при волновом воздействии.

5.4.1 Исследование процессов фильтрации промывочной жидкости и кольматации на образцах кернов.

5.4.2 Исследование влияния концентрации глинистых частиц, температуры окружающей среды и интенсивности излучения на процесс фильтрации промывочной жидкости и кольматации на образцах кернов.

5.5 Теоретические основы возможности тспользования кремний-органических соединений для гидрофобизации поверхности.

6 РАЗРАБОТКА И УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СОХРАНЕНИЯ

И ВОССТАНОВЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

ПЛАСТА.

6.1 Метод изготовления щелей в скважине с конструкцией забоя открытого типа.

6.1.1 Основные закономерности разрушения горных пород струей жидкости.

6.1.2 Методика создания щелей.

6.2 Метод формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором.

6.3 Разработка технического устройства для осуществления процесса кольматации проницаемых пластов.

7 УТИЛИЗАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ СТОКОВ И СКЛАДИРОВАНИЕ

МНОГОТОННАЖНЫХ ОТХОДОВ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ в СПЕЦИАЛЬНО СОЗДАННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ.

7.1 Разработка способа подземного складирования жидких отходов производств.

7.2 Теоретические предпосылки замены стальных обсадных труб пластмассовыми.

7.2.1 Обоснование применения полиэтиленовых труб.

7.2.2 Технические данные полиэтиленовых труб (ЗАО «Сибгазаппарат»).

7.2.3 Результаты расчета на прочность полиэтиленовых труб производства ЗАО «Сибгазаппарат».

7.2.4 Результаты стендовых испытаний физико-механических свойств поливинилхлоридных труб.

7.2.5 Примеры расчетов на прочность зарубежных пластмассовых поливинилхлоридных труб.

7.3 Технологии строительства специальных скважин для складирования вредных отходов в подземные хранилища.

7.3.1 Разработка технологии заканчивания скважин.

7.3.1.1 Обоснование требований к тампонажному материалу и его выбор.

7.3.1.2 Технология вибровоздействия на тампонажный раствор в период его приготовления и превращения в камень.

7.3.1.3 Технология вскрытия объекта под закачку.

7.3.1.4 Принцип работы электроимпульсного скважинного устройства, его конструкция и технические характеристики.

7.3.2 Требования к оборудованию обсадной колонны.

7.3.3 Разработка технологии закачки сточных вод.

7.3.4 Разработка технологии соединения полиэтиленовых труб и спуска их в скважину.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Строительство скважин многофункционального назначения: Теория, практика, проектные решения»

Современный этап становления рыночных отношений предполагает коренную перестройку всего топливно-энергетического комплекса, перевод его на ресурсосберегающий путь развития при постоянном внимании к экологическим проблемам.

В последнее время все больше вводятся в разработку сравнительно небольшие месторождения, литологически экранированные и представляющие собой готовый подземный резервуар для складирования в нем различных жидких отходов многотоннажных химических производств, бальнеологических и других вредных стоков, а также для подземного хранения стратегического сырья, различных отходов отработанных ядерных топлив и др.

В этой связи к скважине предъявляются «жесткие» требования по долговременной надежности всех ее элементов, что влечет за собой увеличение затрат на строительство, но, зато экономическая целесообразность, окупаемость затрат резко увеличиваются. Таким образом, по-новому, может быть рассмотрена концепция вложения средств в, кажущееся на первый взгляд нерентабельным, мероприятие, такое как обустройство небольшого нефтяного или газового месторождения, с целью использования его, после извлечения полезного ископаемого, как резервуара для складирования различных жидких и газообразных отходов современных производств.

В этом случае уже при проектировании таких сооружений следует по-новому подойти к вопросам обеспечения требуемой надежности скважины по коррозионной стойкости всех ее элементов (колонна, резьбовые соединения, тампонажные композиции), герметизации заколонного и межколонного пространства и др.

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 подземное складирование осуществляют как за рубежом (США, Италия, Япония), так и в странах СНГ (Одесский, Оренбургский районы, Татарстан). В Западной Сибири он начал использоваться в последние годы, но широкого применения не получил, в основном, из-за быстрой коррозии оборудования и обсадных труб, значительной стоимости строительства нагнетательных скважин с применением стальных конструкций.

Для решения этих задач необходимо тщательно изучить гидродинамические и геологические условия проводки скважин, знать технологии обеспечения герметичности крепи и, что самое важное, научиться формировать гидродинамически совершенный открытый забой в различных геолого-технических условиях строительства многофункциональных скважин.

При строительстве многофункциональных скважин очень важным является предупреждение отрицательного воздействия процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивных пластов при заканчивании скважин. Главными факторами снижения продуктивности скважин и раннего нарушения герметичности крепи являются дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади месторождения, высокие градиенты давления между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения многопластовой залежи. Действие отмеченных факторов интенсифицирует процессы загрязнения призабойной зоны продуктивной толщи и заколонные межпластовые перетоки при заканчивании и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит применяемым конструкциям забоя скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не соответствует возросшим требованиям значительно изменившихся геолого-промысловых условий разработки месторождений в поздней и завершающей стадиях. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная колонна - цементное кольцо - стенки скважины), как показывает отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичности ее элементов (цементного кольца и его контактных зон с обсадными трубами и стенками скважины), но и значительно усложняет в дальнейшем производство ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций по интенсификации добычи нефти. Результативность РИР в скважинах, несовершенных по характеру и степени вскрытия составляет в среднем 12-20% и не превышает 50%.

Следует отметить, что проблема заканчивания скважин открытым забоем имеет достаточно давнюю историю, всегда привлекала внимание технологов, как наиболее перспективная с точки зрения совершенства вскрытия продуктивных горизонтов. Но отсутствие уверенности в долговременной эксплуатации открытого фильтра таких скважин при наличии суффозии, возможных флюи-доперетоков между разнонапорными пластами и отсутствии технологии первичного вскрытия на депрессии или равновесии сдерживала развитие и внедрение подобных способов. Для реализации таких перспективных технологий необходимо было сначала сформулировать требования к фильтру скважины в различных геолого-технических условиях, выявить причину и основные факторы некачественного первичного вскрытия скважин и разобщения пластов с целью формирования конструкций забоя в различных гидродинамических условиях. Затем необходимо было решить проблему обеспечения герметичности за-колонного пространства над башмаком эксплуатационной колонны на весь период работы скважины. Это было достаточно трудно, так как не было технологий, обеспечивающих борьбу с так называемым "зависанием" цементного раствора за колонной в период превращения его в камень, контракционными, суф-фозионными и другими процессами, происходящими в период ОЗЦ.

Для формирования открытого забоя многопластовых залежей в различных геолого-технических условиях строительства скважин необходимо разработать комплекс технологий, учитывающий необходимость изоляции разнонапорных пластов, дренирования приствольной зоны с последующей изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирования высокопроницаемых водонасыщенных пластов продуктивной толщи.

Для восстановления коллекторских характеристик пласта необходимы технологии, обеспечивающие увеличение поверхности фильтрации и формирование такой формы забоя, которая позволяла бы более успешно применять перспективные методы увеличения добывных возможностей скважины передачей волновой энергии в отдаленные от забоя скважины зоны пласта.

В этой связи цель работы сформулирована следующим образом: повышение качества строительства скважин многофункционального назначения путем разработки научно обоснованных технологий, обеспечивающих герметизацию заколонного пространства на весь период эксплуатации в режимах отбора и нагнетания.

Основные задачи исследований

Обоснование концепции строительства скважин многофункциональ-ного назначения для полной выработки залежей топлива и последующей закачки жидких отходов для подземного складирования.

Исследование гидродинамических условий проводки скважин и обоснование возможности формирования открытого забоя в различных геолого-технических условиях строительства скважин.

Разработка теоретических основ использования волновых и вибрационных процессов в технологиях строительства и эксплуатации скважин в режимах отбора и нагнетания.

Исследование и разработка методических основ заканчивания скважин многофункционального назначения.

Исследование и разработка технологий, обеспечивающих долговременную герметизацию заколонного пространства.

Разработка технологий сохранения и восстановления коллекторских характеристик пласта в условиях открытого забоя скважин.

Разработка проекта подземного складирования многотоннажных жидких отходов различных производств после извлечения запасов углеводородов.

Научная новизна работы

Разработаны научно обоснованные принципы подземного складирования жидких отходов химических производств, бальнеологических промышленных стоков в выработанных залежах с возможностью последующего использования хранимых отходов в качестве вторичного сырья.

На основании изучения механизма физико-химического взаимодействия на границе раздела фаз буровых и тампонажных растворов с проницаемыми флюидонасыщенными пластами научно обоснована концепция заканчивания скважин многофункционального назначения.

Научно обоснована концепция формирования фильтровой части скважин многофункционального назначения в виде открытого забоя с протяженными каналами заданной формы для подачи волновой энергии в удаленные зоны пластов с целью повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов и последующего закачивания жидких отходов.

На принципах нелинейной волновой механики разработана теория, объясняющая создание в продуктивном пласте кольматационных зон, экранирующих остаточные запасы в коллекторах. Теоретически обоснованы параметры источников колебаний для извлечения остаточных запасов из заблокированных зон с учетом взаимодействия в поровом пространстве пластовых флюидов и твердых включений.

Практическая ценность

Разработана экологическая программа складирования вредных отходов многотоннажных производств в подземные хранилища с использованием в качестве обсадных колонн высокопрочных труб из химически стойкого полиэтилена. Разработан экспериментальный проект.

Предложены методы оценки технического состояния необсаженного ствола скважины при различных технологических операциях (бурение, спуско-подъемные операции, промывка), а также разработаны методические подходы к промысловой оценке фильтрационных и прочностных характеристик проницаемых флюидонасыщенных пластов с целью определения оптимальных технологических параметров отбора и нагнетания при работе скважин многофункционального назначения.

Предложен комплекс технологий формирования открытого забоя в различных геолого-технических условиях строительства скважин многофункционального назначения с учетом геологических и технических условий эксплуатации объекта. Предложена технология гидрофобизации призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивного пласта с применением струйно-волнового кольмататора с целью изменения фазовой проницаемости коллектора при отборе и закачивании флюидов.

Разработан рабочий проект «Технологическая схема разработки Тевриз-ского месторождения с проектными решениями по использованию недр после извлечения запасов углеводородов».

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Аржанов, Андрей Феликсович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обеспечение длительной эксплуатации скважин многофункционального назначения предопределяет при ее строительстве обязательные решения следующих проблем:

- качественной оценки технического состояния необсаженного ствола скважины;

- сохранения естественных коллекторских характеристик продуктивных пластов при их первичном вскрытии и длительной эксплуатации.

С этой целью в рамках диссертационной работы:

1.1. Усовершенствованы методы контроля гидродинамического поведения скважины испытаниями необсаженного ствола скважины на герметичность и прочность в режиме репрессий й депрессий.

1.2. Предложено продуктивный пласт вскрывать на равновесии или депрессии и конструктивно заканчивать скважину способом «открытый забой» с последующим изготовлением щелей или глубокопроникающих перфорационных каналов для последующего направленного воздействия на фильтрационно-емкостные характеристики пластов волновым полем в режимах отбора и закачивания.

1.3. Для формирования открытого забоя многофункциональной скважины предложен комплекс технологий в зависимости от геологического строения коллектора и его гидродинамических характеристик.

1.3.1. Технологии по изоляции разнонапорных пластов различной проницаемости, включающие методы малых и глубоких проникновений; по созданию гидроизолирующих экранов в приствольной и призабойной зонах пород-коллекторов.

1.3.2. Технологические схемы дренирования приствольной зоны с последующей струйной изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирования высокопроницаемых водонасыщенных пластов.

2. С позиций теории нелинейной волновой механики (совместно с академиком РАН Р.Ф. Ганиевым) разработаны теоретические основы использования волновых процессов при строительстве и эксплуатации скважин многофункционального назначения.

Получены решения, позволяющие в общем виде определить модели квазиравновесных положений (локализация частиц в жидкости) и квазиравновесных движений (направленное в одну сторону перемещение частиц), необходимых для выявления механизмов вибрационной устойчивости и вибрационного движения. Решения положены в основу создания новых технологий, использующих основополагающий вывод о необходимости возбуждения волн с частотами, близкими к резонансным.

3. Для обеспечения долговременной эксплуатации скважин многофункционального назначения в режиме отбора и закачивания ее конструкция в зоне фильтра должна быть совершенной по способу вскрытия (открытый забой).

С целью сохранения и восстановления (при необходимости) коллектор-ских характеристик призабойной и удаленной зон с учетом теории нелинейных колебаний многофазных систем разработаны следующие технологии:

3.1. Технология первичного вскрытия продуктивных горизонтов открытым забоем с изготовлением вертикальных щелей по продуктивному пласту глубиной 5-7 диаметров скважины гидропескоструйным перфоратором с добавлением в абразивную жидкость кварцевого песка фракции 0,5-1 мм в количестве 5-10%.

3.2. Технология изготовления глубоких (до 5м) перфорационных каналов по пласту с помощью сверлящего скважинного перфоратора. Геометрические размеры и пространственное расположение каналов определяется в каждом конкретном случае в зависимости от назначения скважин и условий обработки призабойной и удаленной зон.

3.3. Технология вскрытия продуктивных горизонтов со снижением дифференциального давления на забой с одновременной кольматацией проницаемых пород струйно-волновым кольмататором, размещенном в специальном устройстве.

3.4. Для скважин, которые будут подвергаться при эксплуатации глубокой обработке кремнийорганическим гидрофобным материалом типа "Поли-сил", рекомендуется подготовить проницаемую поверхность продуктивных горизонтов уже при первичном вскрытии, обработав ее 0,1% суспензией порошка "Полисил" в органическом растворителе в применением технологии 3.3.

4. На основании промысловой оценки фильтрационных характеристик проницаемых флюидонасыщенных пластов разработана методология выбора современных технологий их гидроизоляции с целью устранения основной причины (гидравлической связи вскрываемых пород со стволом бурящейся скважины), нарушающей технологию и снижающей показатели строительства и эксплуатации скважин и особенно герметизацию ее заколонного пространства. Разработана карта поинтервальной гидроизоляции открытого ствола скважины по мере вскрытия каждого проницаемого горизонта с учетом обобщенных характеристик пласта, насыщающего флюида и кольматирующих агентов. С целью обеспечения герметичности заколонного пространства по тампонажному камню и его контактным зонам разработана технология разобщения пластов с использованием тампонажного раствора с добавлением в него гидрофобизи-рующей добавки «Кварц».

5. Разработан способ подземного складирования жидких отходов многотоннажных производств научно обоснован и апробирован а промысловых условиях Западной Сибири метод утилизации сточных, промышленных и бытовых отходов в Уватскую свиту верхнего мела (кровля - 560 м, подошва - 800 м).

5.1. Разработана конструкция специальной скважины с коррозионно стойкой эксплуатационной колонной из пластмассовых труб производства ОАО «Запсибгазпром», отработана технология их соединения, спуска в скважину и цементирования специальными тампонажными материалами, типа ПЦСУР.

5.2. Научно обоснована и решена проблема герметизации заколонного пространства специальной скважины разработкой комплексной технологии селективной изоляции проницаемых пластов по мере их первичного вскрытия с последующей оспрессовкой на давление, превышающее на 20% гидростатическое давление тампонажного раствора в конце цементирования. Тампонажный раствор за колонной в период превращения его в камень уплотняется вибрационным полем электрогидроакустическим излучателем, спускаемым в скважину на каротажном кабеле.

5.3. По мере загрязнения призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины рекомендована ее очистка электрогидроакустическим излучателем при переменных депрессиях и репрессиях.

6. Разработан реальный проект «Технологическая схема разработки Тев-ризского месторождения» с проектными решениями по использованию недр после извлечения запасов углеводородов.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Аржанов, Андрей Феликсович, 2006 год

1. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с.

2. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.

3. Шевцов В.Д. Регулирование давлений в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984. 191 с.

4. Бабаян Э.В., „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).

5. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. Л.: Недра, 1977. 503 с.

6. Гольдштейн М.Н. Механические свойства грунтов. М.: Стройиздат, 1971. 364 с.

7. 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.

8. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. Учебное пособие. М., «Недра», 1972, с. 360.

9. Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966. 267 с.

10. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. 216 с.

11. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 267 с.

12. Упрощение и облегчение конструкций скважин (Материалы выездной сессии Технического совета). М., Гостоптехиздат, 1957. с. 124.

13. Мальков Н.А., Шацов Н.И. Конструкции нефтяных скважин и методы расчета на прочность обсадных колонн в США. М., ГОСИНТИ, 1957. с. 115.

14. Черский Н.В. Конструкции газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961. с. 282.

15. 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.

16. 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.

17. 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.

18. 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.

19. 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.

20. 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.

21. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин на месторождениях Башкирии // Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27-28.

22. 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.

23. Ипполитов В.В. Системные подходы и решения технологических проблем строительства скважин // Дисс. на соискание ученой степени д-ра техн. наук. Тюмень, 2002. е.- 321.

24. 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.

25. 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.

26. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980. 304 с.

27. Семенякин B.C., Балабешко В.В., Поляков Г.Г. Определение гидростатических давлений в глубоких скважинах // Нефтяное хозяйство. 1984. №6. С. 5-7.

28. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. - 270 с.

29. 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.

30. 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. '

31. 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).

32. Cannon G.E. Changes in Hydrostatik Pressure due to Withdrawing Drill Pipe from Hole. API Drilling and Production Practice. 1934. P. 42-47.

33. Cardwelle W.T., Pressure Changes in Drilling Wells Caused by Pipe movement API Drilling and Production Practice. P. 97-112.

34. 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.

35. Лэл М. Расчет давлений при спуско-подъемных операциях // Нефть, газ и нефтехимия. 1984. № 9. С. 24-29.

36. Разработка газонасыщенных месторождений с большим этажом газоносности / Рассохин Г.В., Рейтенбах Г.Р., Трегуб Н.Н. и др. М.: Недра, 1984. - 208 с.

37. Гукасов Н.А., Пирвердян A.M. Об определении гидродинамического давления на забое скважины при спуско-подъемных операциях // Нефтяное хозяйство. 1956. № 9. С. 22-24.

38. 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.

39. А.с. 819306 СССР. Способ снижения проницаемости пластов / Поляков В.Н., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. в БИ. 1981. № 13.

40. Щелкачев В.Н., Лалук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 524 с.

41. Аравин В.И., Нумеров С.И. Теория движения жидкостей и газов в недеформируемой пористой среде. М.: ГИТТЛ, 1953. - 616 с.44.

42. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.- М.: Недра, 1969. С. 278.

43. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин. :Автореф. Дис. к.т.н. Ивано-Франковск : 1970.

44. Малеванский В.Д. Открытие газового фонтана и борьба с ними.-М.: Гостехиздат. 1968. 212 с.

45. 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.

46. 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.

47. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. //НТО. ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газов, и газоконд. месторождений. М., 1977. - 52 с.

48. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика / Уч. пособие. -М.: Недра, 1972. 360 с.

49. 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.

50. 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

51. Кинд В.В. Коррозия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. М.: Госэнергоиздат, 1955. 230 с.

52. Мамаджанов У.Д. Коррозия тампонажных цементов в углекислотной среде. Тр. / АН УзССР, отд. техн.наук, 1976. - с. 69-73.

53. 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.

54. РД 39-0147585-136-96. Технология формирования непроницаемого экрана в приствольной зоне коллектора при строительстве скважин: Утв. АО «Татнефть» 23.04.96.Альметьевск, 1996.- 8 с.

55. 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.

56. 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.

57. 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.

58. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях.М.: Недра, 1989, -228 с.

59. Белов В.Н., Карпов В.М., Шевалдин И.Е. Особенности бурения нефтяных и газовых скважин в Тюменской области. М., Недра, 1966, 97 с.

60. Технология бурения глубоких скважин /Под редакцией М.Р. Мавлютова, М.,Недра, 1982 .

61. 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.

62. 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.

63. 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.

64. Курочкин Б.М., Прусова H.JI. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород. // Обз. инф. Сер. Бурения. М: ВНИИОЭНГ, 1987.-Вып.7.- 55 с.

65. 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.

66. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин / Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C.- М.: Недра, 1996.-234 с.

67. 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/ 05677/ 03 (006688) с приоритетом от 06.04.98.

68. 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.

69. 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.

70. Файзуллин Р.Н. Изоляция высокопроницаемых пластов при первичном вскрытии // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф.- Тюмень: Запсибгазпром, 1999.

71. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.М., Недра 1988,-224с.

72. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении.-М.:ВНИИОЭНГ, 1987.

73. Детков В.П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978.-247 с.

74. 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.

75. 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.

76. 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.

77. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256с.

78. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. 2-е изд., перераб. - Уфа: КИТАП, 1999. - 304с.

79. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.-212 с.

80. 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.

81. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -М., ОАО Типография «Нефтяник», 1998, 160с.

82. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчиваня скважин на продуктивность //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-№5,-С. 45-48.

83. 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.

84. 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.

85. 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.

86. 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.

87. 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.

88. Афанасьев А.В., Горбунов А.Г. Шустер И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975.-215 с.

89. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. -М., КУБК-а, 1997. 351с.

90. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами: Дис. . д-ра. техн. наук. -Уфа, 1984.- 405 с.

91. 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.

92. 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.

93. Ю2.Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. -304 с.

94. 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.

95. О&цэство с ограниченной ответственностью1. ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ"

96. Открытое Акционерное Общество1. УДК .гос. регистрации Инв. № .

97. Особые отметки: конфиденциально, экз. №

98. УТВЕРЖДАЮ: Генеральный директор доктор техн. наук, профессор, академик AJUJ РФ1ЛОВ1. ОТЧЕТо НИР

99. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РАЗРАБОТКИ ТЕВРИЗСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРОЕКТНЫМИ РЕШЕНИЯМИ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР ПОСЛЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

100. Ответственные исполнители:

101. Зав. лабораторией разработки газоконденсатных залежей

102. Ст. преподаватель кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ, канд. техн. наук С\1. Nv1. А.Н. Нестеренко2003 г.1. А.Ф. Аржанов2003 г.1. Тюмень 2003 г.1. СОДЕРЖАНИЕ1. ВВЕДЕНИЕ.

103. ГЕОЛОГО ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ,

104. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

105. Литолого-физическая характеристика.13. Характеристика залежей.

106. Основные параметры продуктивного пласта.

107. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов.,

108. Запасы углеводородного сырья.

109. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

110. Обоснование расчетной модели.

111. Технологические показатели разработки.1. ЗАКЛЮЧЕНИЕ.1. ВВЕДЕНИЕ

112. 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.

113. ГЕОЛОГО ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

114. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

115. Породы триасовой системы по своему составу являются аналогом палеозойских, общая их толщина составляет 60-70 м.1. Юрская система

116. Толщина отложений свиты 40-50 м.

117. Отложения георгиевской свиты Mem) в скважине № 1 вскрыты в интервале 2348-2366 м и представлены темно-серыми известковистыми аргиллитами. Толщина 10-15 м.

118. Куломзинская свита (Kib~) залегает в основании меловых отложений, и в скважине 1 вскрыта в интервале 1997-2306 м. Представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

119. Аргиллиты темно-серые, алевритовые, крепкие, участками сидеритезированные. Алевролиты зеленовато-серые, серые, песчанистые. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, иногда известковистые.

120. Толщина отложений куломзинской свиты 300-320 м.

121. 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.

122. К отложениям тарской свиты приурочены пласты Бм. Толщина свиты около 100 м.

123. 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.

124. 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 95м.

125. Общая толщина покурской свиты составляет 620-650 м.

126. Ранее выделявшаяся березовская свита в новой стратиграфической схеме разделена на две: ипатовскую и славгородскую.

127. 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.

128. 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

129. 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.

130. Люлинворская свита (ТМ представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, участками опоковидными, с редкими маломощными прослоями песков серых мелкозернистых и алевролитов. Толщина 160 м.

131. Четвертичные отложения (Q)

132. Четвертичные отложения распространены в пределах описываемой территории повсеместно и представлены желтовато-серыми глинами, песками и супесями. Толщина до 20 м.

133. Литолого-физическая характеристика

134. Керном охарактеризована нижняя часть куломзинской свиты, сложенная песчаниками и алевролитами ачимовской толщи, перекрытыми аргиллитами.

135. 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.

136. 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.

137. Полевые шпаты имеют зерна неправильной, призматической, таблитчатой формы; по ним в разной степени развит пелитовый материал, кальцит.

138. 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.

139. Слюды буроватого, зеленоватого цвета, деформированы, расщеплены по спайности, распачкованы, аморфизированы, хлоритизированы, карбонатизированы.

140. Из акцессорных минералов встречены апатиты, гранат, циркон, сфен, турмалин,анатаз.

141. 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.

142. 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.

143. Значения открытой пористости песчаников находятся в пределах 3 22 %, проницаемости0.2-9.5 мД.

144. 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.

145. Под микроскопом породы обнаруживают алевритовую структуру и несовершенную микрослоистую текстуру, обусловленную неравномерным распределением растительного и глинистого материала, ориентированным расположением слюды.

146. 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.

147. Под микроскопом аргиллиты обнаруживают пелитовую и алевропелитовую структуру, однородную и микрослоистую текстуру.

148. 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

149. Месторождение открыто в 1971 г. параметрической скважиной № 1.

150. В скважине № 4 пласт Ач^ водонасьпцен, а в скважине № 3 притока пластового флюида из него не получено.

151. 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 х 1.0 км., высота—17.8 м.

152. По типу обе залежи пластовые, сводовые, водоплавающие.

153. Основные параметры продуктивного пласта

154. 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 % .

155. 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.

156. 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.

157. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

158. 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.

159. 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.

160. Запасы углеводородного сырья3

161. Запасы газа подсчитанные объемным методом, составили 0.636 млрд. м . В связи с малыми объемами запасов их в ГКЗ не представляли.

162. Купол Принятые подсчетные параметры Запасы газа, млрд. м3площадь, км2 эфф. газонасьнц. мощность, м коэффициенты пористость г-насьпц.

163. Сев.-зап. 2.8 7 0.17 0.52 0.328

164. Юго-вос. 2.55 5 0.17 0.52 0.308

165. Всего 5.35 6 0.17 0.52 0.636

166. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

167. Обоснование расчетной модели

168. Для прогноза технологических показателей разработки месторождения построена трехмерная геолого-технологическая модель с помощью программного пакета GRID (Schlumberger).

169. На основе данных по пробуренным поисково-разведочным скважинам задано распределение фильтрационно-емкостных параметров (пористость, проницаемость) по ячейкам гидродинамической сетки.

170. Сеточная аппроксимация газонасыщенности в трехмерной модели представлена на рисунках 2.1 2.2. Схематический разрез продуктивного пласта А41.5 на рисунке 2.3.

171. Технологические показатели разработки

172. 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.

173. 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.

174. Цементирование всех колонн должно осуществляться с подъемом цемента до устья.

175. В скважину спускаются лифтовые трубы 0 2".

176. Устье скважины оборудуется колонной головкой ОКК1-350-146х219 и фонтанной арматурой АФК6-80/65Х35.

177. Рисунок 2.1- Сеточная аппроксимация газонасыщенности в залежи Северо-Западного купола.

178. Рисунок 2.2 Сеточная аппроксимация газонасыщенности в залежи Юго-Восточного купола.141. О.ЗЭ 0.44

179. Рис. 2.3 Схематический геологический разрез пласта АЧ1.5.

180. В связи с отсутствием в газе агрессивных компонентов, осложнений процесса эксплуатации, связанных с коррозией технологического оборудования не предполагается.

181. 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.

182. Прогноз технологических показателей выполнен с использованием программного комплекса ECLIPSE 100 (Schlumberger).

183. 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).

184. Распределение газо- и водонасьпценности в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.4 2.13.

185. Продолжительность периода закачки принята равной 10 лет.о

186. 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.

187. Распределение насыщенности ячеек модели газом, водой и нагнетаемым агентом в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.14 2.19.

188. 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.

189. Продолжительность периода обратного отбора принята равной 10 лет.о

190. Распределение насыщенности ячеек модели газом, водой и нагнетаемым агентом в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.20 2.25.

191. Технологические показатели разработки по скважинам 1 и 2 представлены в таблицах 2.1 и2.2.