Анализ результатов гидродинамических исследований скважин восточно-придорожного месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Восточно-Придорожное месторождение открыто в 1987 г. В административном отношении месторождение расположено на границе Сургутского и Нижневартовского районов. Ближайший населенный пункт – г. Когалым - находится в 20 км к северо-западу от площади работ. Ближайшими месторождениями являются Ватьеганское, непосредственно примыкающее к Восточно-Придорожному с востока, Кустовое с севера, Южно-Кустовое с запада, Нонг-Еганское с юго-востока и Кечимовское с юго-запада
Отложения атлымской и новомихайловской свит выделяются как нерасчлененная толща. Подземные воды этих свит гидродинамически тесно связаны вследствие отсутствия между ними регионально выдержанного водоупора. Литологически свиты сложены фациальными разностями песчано-глинистых пород, преимущественно разнозернистыми песками. Нижним водоупором являются глинистые отложения тавдинской свиты. Воды горизонта напорные. Величина напора 60-120 м над кровлей горизонта. Удельные дебиты меняются от 0.29 до 1.22 л/(сут*м).
Содержание
Введение
1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
1.1 Общая информация о месторождении
1.2 Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов
1.3 Сведения о запасах углеводородов
2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 Текущее состояние разработки объекта
2.2 Контроль и регулирование разработки
2.3 Анализ выполнения проектных решений
3 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин Восточно-Придорожного месторождения
3.1 Результаты гидродинамических исследований в период испытания и опробования скважин
3.2 Результаты гидродинамических исследований в период эксплуатации
3.3 Рекомендации по проведению гидродинамических исследований скважин
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ А – Презентация к бакалаврской работе
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Методические указания по структуре, содержанию и оформлению отчетов по преддипломной практике бакалавров по направлению 21.03.01 Нефтегазовое дело очной (заочной) форм обучения, 2021г.
Проект пробной эксплуатации Восточно-Придорожного месторождения, 1990 г.
Технологическая схема разработки Восточно-Придорожного месторождения, 1994 г.
Анализ разработки Восточно-Придорожного месторождения выполнен ТФ ООО ?КогалымНИПИнефть (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 677 от 28.06.2005 г.)
Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Восточно-Придорожного месторождения, 2007 г.
Дополнение к технологической схеме разработки Восточно-Придорожного месторождения, 2014 г.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -М.:ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.- 816с.
Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Проектирование и анализ. – М.: Недра, 2003. – 638с.
Росляк А.Т. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебно- методическое пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2013. – 144с.
Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - 2-е изд., доп. М.: Недра, 2016. 165 с.
Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 2015.
Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и газоконденсатных месторождении – М. Недра, 2012 г.
Правила разработки месторождений углеводородного сырья (приказ МПР №356 от 14.06.2016 г.), М., 2016 г.
Временные методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углнводородного сырья (Распоряжение МПР РФ №12-р от 18.05.2016 г.), М., 2016 г.;
Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. М: ООО Недра Бизнесцентр, 2000 г.
Ленченкова Л.Е., Кабиров М.М., Персиянцев М.Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Уфа, 1998.- 255 с.
Энергетическая стратегия России на период до 2030 года [Текст]. - М.: ИАЦ Энергия,
При проведении ГРП предлагается следующий проект адресной программы промыслово-гидродинамических исследований.
В подготовительный период основное внимание уделяется определению начальных фоновых характеристик работы скважин и пластов. Указанные характеристики являются базой для последующей оценки эффективности ГРП.
Аналогичные задачи решаются и на завершающем этапе, при этом устанавливаются конечные фоновые характеристики скважин и пластовых систем.
Исследование скважин на установившихся режимах фильтрации с целью определения коэффициента продуктивности после ГРП. В связи с продолжительностью неустановившегося режима фильтрации в пласте с трещиной, периодичность исследований следующая – первое исследование после 10 суток дренирования, затем через месяц работы и далее раз в квартал.
Исследование методом снятия кривой восстановления давления, или уровня (при отсутствии ТМС), с целью определения длины и проводимости трещины. Продолжительность регистрации можно оценить, используя «Корпоративное методическое руководство по проведению и интерпретации гидродинамических исследований скважин для условий терригенных и карбонатных пластов месторождений Группы «ЛУКОЙЛ». Периодичность снятия КВД совпадает с исследованием на определение продуктивности скважин.