1. Вплив тріщин тріщинувато-пористих колекторів на процес розробки нафтових родовищ



Скачати 466.48 Kb.
Сторінка1/10
Дата конвертації06.12.2018
Розмір466.48 Kb.
Назва файлуДиплом.docx
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


Зміст
Вступ

1.Вплив тріщин тріщинувато-пористих колекторів на процес розробки нафтових родовищ

2. Сучасний стан проблеми тампонування тріщин заводненого нафтового пласта

3.Використання для тампонування тріщин пласта смол і розчинів осадово-, емульсійно- и гелеутворюючих розчинів

4. Експериментальне вивчення тампонуючих властивостей полівенілового спирту

4.1 Вплив тиску стиснення шару пом’якшувача на його тампонуючі властивості

4.2 Вплив температури на шар пом’якшувача

4.3 Вплив на шар пом’якшувача нафти і водонафтової емульсії

6.Технологічні схеми процесу тампонування

Висновки


Список літератури



  1. Вплив тріщин тріщинувато-пористих колекторів на процес розробки нафтових родовищ

Актуальним є питанням визначення впливу промислово-геологічних факторів та уточнення типу порід-колекторів. За промислово-геологічними даними, ознакою наявності порово-тріщинуватих порід-колекторів у нафтогазових родовищах є : поглинання бурового розчину в процесі буріння свердловин, невисокий процент виносу керна, високі коефіцієнти продуктивності окремих свердловин , добрий взаємозв’язок між пластами і свердловинами, не лінійність індикаторних діаграм за даними експлуатаційних та нагнітальних свердловин, значний коефіцієнт нафтовіддачі у режимі розчиненого газу, не значна величина залишкової газонасиченості під час витіснення нафти водою. Розглянемо питання впливу і наявності тріщин на Долинських нафтових родовищах.

На гідродинамічні процеси, які виникають у ході розробки нафтових покладів, впливає багато факторів до яких передусім належать структура і властивості порід-колекторів та фізичні властивості рідини, що його насичують.


Тріщинуватість Долинського родовища вивчали багато науковців. Їх думки збігаються тільки у питанні визначення наявності тріщин в основному діагенетичних і локальних, що є переривчастими і переважно не змикаються між собою. В оцінці впливу тріщин на ємнісно-фільтраційні властивості порід-колекторів думки дослідників розходяться: перші вважають тріщини основними шляхами руху нафти і газу в нафтових пластах , другі вказують на незначний їх вплив на проникність порід , а треті виділяють зони підвищеної тріщинуватості(флюїдопровідності) у межах окремих структур родовища, що повязані із зонами розвитку тектонічних порушень, а також згинів продуктивних горизонтів у склепінних частинах складок і розглядалися як основні шляхи перетоків флюїдів.

У процесі буріння свердловин Долинського нафтового родовища, розташованих на ділянках, які безпосередньо прилягають до тектонічних порушень і особливо до їх взаємо пересічність, а також згинів продуктивних горизонтів у склепінних частинах складок, відбулося значне поглинання бурового розчину. Так у св. 519 в інтервалі 2608-2633 м – 85м^3 а в св 308 на глибині 2082 м було поглинуто понад 30м3 глинистого розчину. Під час освоєння цих свердловин вільний дебіт нафти становив відповідно 410 та 457т нафти за добу. У процесі буріння св 259 під час розкриття вигодського покладу, відбулося поглинання глинистого розчину , що привело до відкритого фонтанування зі значним об’ємом викиду нафти і газу.

Відбір керна є важливим параметром у процесі буріння свердловин. Однак відсоток виносу кернового матеріалу під час буріння свердловини у межах Долинського родовища дуже низький і в середньому становить 27% від запланованого відбору. За період із 1972 року колонковим долотом пробурено 870м. Проходка з відбором керна із продуктивних горизонтів бистрицько-вигодського покладу сягає 6.01% нафтонасичених інтервалів – 9.28% , манявського-яменського – 4.71%, нафтонасичених пластів – 54.06%.

Виніс керна в процесі буріння спостерігався переважно у зцементованих породах , оскільки найбільш тріщинуваті керни здебільшого розсипаються по тріщинах у ході відбору та підйому зразків керна. Тому визначені за даними лабораторних досліджень кернового матеріалу середньозважені велечини параметрів колекторських властивостей нафтонасичених пластів значно знижені через низький відсоток відбору керна та неповний облік наявності в розрізі високопроникних порово-тріщинуватих проаластків, які визначають промислові припливи нафти.

Величина початкових дебітів нафти у процеі розробки родовищ залежить від режиму покладів та від розміщення свердловин за структурою за наявних велечин проникност, товщини порово-тріщинуватих нафтонасичених пластів. Найбльш високі початкові дебіти нафти мали свердловини, розташовані в склепінних частинах покладів, які досягали 140-330 т/добу. Найнижчі початкові дебти мали свердловини, пробурені в приконтурній зоні покладів, - 25-30 т/добу , за винятком св 18, початковий дебіт нафти якої становить 110 т/добу. Зменшення початкових дебітів від склепіння до приконтурної зони звязано із зменшенням в цьому напрямку продуктивності покладів та впливу тріщинуватості порід-колекторів на роботу свердловин.

На думку С.І.Шагиніна , місця значних перегинів порід у склепіннях складок є, відповідно, місцями з максимально розвиненою тріщинуватістю, і тому на таких ділянках структур тріщинуватість порід у декілька разів більша, ніж на крилах. Фільтраційно-ємнсні властивості порід-колекторів по родовищах дуже низькі , але вищі, ніж визначені за даними аналізу кернів. Вони суттєво змінюються як по площі, так і по товщині розрізу. В середньому велечина відношення проникності порід-колекторів становить 3*10*-3. Промислові припливи нафти з порід із такими колекторськими властивостями можливі тільки у разі роботи свердловини із оптимальними ( які не перевищують 7.5 МПа) десперсіями на пласт та наявності тріщинуватості порід-колекторів.

Під час переходу розробки родовищ із пружного режиму на режим розчиненого газу відбувається зростання газового фактора. На цей процес розвитку режиму розчиненого газу впиває структура порово-тріщинуватого середовища та фізичні параметри флюїдів, що їх насичують. За таких умов проявляється характер швидкого збільшення фазової проникності газу разом із різким зниженням фазової проникності нафти.

Таблиця. Зміна продуктивності свердловини відносно значення газового фактора.



свердловини



Поділіться з Вашими друзьями:
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


База даних захищена авторським правом ©refua.in.ua 2017
звернутися до адміністрації

    Головна сторінка
Контрольна робота
навчальної дисципліни
Методичні вказівки
Лабораторна робота
Методичні рекомендації
Загальна характеристика
курсової роботи
використаної літератури
охорони праці
Курсова робота
Список використаної
курсу групи
Зміст вступ
Виконав студент
Пояснювальна записка
Виконала студентка
Історія розвитку
Міністерство освіти
форми навчання
навчальних закладів
самостійної роботи
Теоретичні основи
навчальний заклад
Робоча програма
діяльності підприємства
Практичне заняття
молодших школярів
роботи студентів
Самостійна робота
вищої освіти
використаних джерел
студентка курсу
студент групи
загальноосвітніх навчальних
інтелектуальної власності
виконання курсової
студентів спеціальності
Курсовая работа
Загальні відомості
світової війни
охорони здоров
Історія виникнення
Конспект лекцій
студентка групи
Практична робота
навчального закладу
контрольної роботи
Теоретичні аспекти
Список літератури
напряму підготовки
внутрішніх справ