Совершенствование и развитие новых технологий исследований и обработки промыслово-геофизических данных при контроле за разработкой нефтяных месторождений Сургутского региона

• Автор: Ахметов, Камиль Рашитович
• Шифр специальности: 04.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 216 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ
1.1 Геологические условия и основные задачи, решаемые.геофизическими методами в Сургутском нефтяном регионе
1.2 Комплекс методов и основные нефтепромысловые задачи
Выводы
2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ И РАЗВИТИЕ МЕТОДИКИ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ИСХОДЯ ИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ НЕФТЯНОГО РЕГИОНА
2.1. Контроль за выработкой пластов
2.1.1. Применение технологии «Стеклопластик» на нефтяных месторождениях Сургутского нефтяного региона
2.1.2.Применение технологии углеродно-кислородного каротажа для контроля за выработкой пластов
2.2. Диагностика состояния нефтяных пластов и скважин
2.2.1. Определение эксплуатационных характеристик пластов
2.2.2. Определение технического состояния скважин
2.2.3. Разработка технологии исследовании для решения задач диагностики технического состояния скважин и пласта
Выводы
2. РАЗВИТИЕ И ВНЕДРЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН
3.1. Автоматизированная интерпретация геофизических данных в интервале объекта разработки
3.2 Автоматизированная обработка гидродинамических исследований
3.3. Оценка количественных параметров по результатам термических исследований при заколонных перетока

Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ
ОАО «Сургутнефтегаз» разрабатывает 22 нефтяных и газонефтяных месторождений. Большинство основных месторождений находятся в стадии падающей добычи. Причинами этого являются: высокая степень выработанности запасов нефти основных месторождений, например, выработанность запасов Фёдоровского месторождения составляет 62%, Лянторского месторождения- 54%, Быстринского месторождения - 60%, Западно- Сургутского - 70%, Солкинского месторождения - 89%; уменьшением числа открываемых месторождений в легко доступных районах; высокой степенью обводнённости добываемой продукции - 70-90% по основным месторождениям.
В этих условиях весьма актуальной становится задача оценки выработки, подверждаемости и распределения остаточных запасов нефти для проектирования мероприятий по замедлению темпов падения добычи. В значительной мере эффективность решения этих задач зависит от достоверности и качества исходной информации, получаемой геофизическими методами исследования скважин, которые являются основой информационного обеспечения проектирования, анализа и регулирования разработки залежи нефти.
Работы по организации исследований до настоящего времени проводились по «Регламенту комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений Главтюменнефтегаза», разработанному в 1987 году [115].
Анализ геофизических материалов показывает, что достоверность и эффективность решения задач контроля за разработкой геофизическими методами невысокая, это связано с изменением условий и характера разработки месторождений на поздней стадии: высокая степень обводнённости при низких дебитах, одновременная эксплуатация нескольких объектов, обводнения закачиваемыми водами. Кроме того, из-за низкой минерализации пластовой воды (18 г/л) и закачиваемой воды (10-15 г/л) применение традиционных геофизических методов контроля за выработкой пластов - стационарных и импульсных нейтронных - неэффективно [25,63,83,106,116].
К настоящему времени также существенно изменились эксплуатируемый фонд скважин, техническое оснащение предприятия и технологии работ. Из-за длительной по времени эксплуатации скважин и обору-

1 2 3 4
н А ОСН. 11 Определение интервалов приемистости и оценка технического состояния эксплуатационной колонны. Агрегат кап. рем. НКТ подняты
Г Н ОСН. 12 Определение интервалов приемистости. Определение профиля приемистости и общей приемистости {с РГД). Агрегат кап. рем. Пласт открыт ГК-гамма каротаж ЛМ-магнитный локатор муфт
Е Т ОСН. 13 Оценка технического состояния эксплуатационной колонны. Агрегат кап.рем. НКТ подняты ВЧТ-высокочувствительная термометрия РГД-механический расходомер
А Т Е ОСН. 14 Определение интервалов приемистости и оценка технического состояния эксплуатационной колонны. Водовод НКТ спущены до и.п. БМ - барометрия НКТ-нейтронный каротаж-нефтега-зовые скважины.
Л ь ОСН. 15 Определение интервалов приемистости. Определение профиля приемистости и общей приемистости (с РГД). Водовод Пласт открыт ШМ - шумометрия
н А Я осн. 16 Определение технического состояния эксплуатационной колонны. Водовод НКТ спущены до и.п
ДОП. 20 Механическая расходометрия РГД - фонтанные скважины нагнетательные скважины
ДОП. 21 Плотнометрия 1:200 ГГП-обязательно в скважинах, выходящих из бурения и разведочных скважинах.
ДОП. 22 Резистивиметрия 1:200 РИС
ДОП 23 Нейтронный каротаж -1:200 нефтегазовые скв. НКТ-Нефтегазовые скважины -пласты пачки АС
ДОП. 24 Определение интервала негерметичности эксплуатационной колонны (детализация) Компр. кап.рем. ГК - гамма-каротаж ЛМ - локатор муфт ЧТзысокочувсти-ельная термометрия СТД - скважинная термокондуктивная дебитометрия ВГД - влагометрия
доп. 25 Определение интервала негерметичности эксплуатационной колонны (детализация) Агрегат кап.рем. БМ - барометрия РГД - механический расходомер ШМ - шумометрия
ДОП. 26 Определение интервала негерметичности эксплуатационной колонны (детализация) Водовод