Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин : на примере Лянторского нефтегазового месторождения ОАО "Сургутнефтегаз"

• Автор: Иванова, Айгуль Раильевна
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2008
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 143 с. : ил.

1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И СОСТОЯНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ЛЯНТОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Петрофизика продуктивной части разреза
1.2 Физикохимические характеристики пластовых флюидов.
1.3 Особенности разработки Лянторского месторождения.
1.4 Основные задачи и комплекс методов промысловогеофизических исследований
1.5 Методики решения задач и используемая аппаратура.
1.6 Недостатки существующих технологий.
Выводы.
2 РАЗРАБОТКА ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ УСЛОВИЙ ЛЯНТОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕ1 ШЯ.
2.1 Термодинамические эффекты при многофазной фильтрации.
2.2 Уравнения, описывающие гидродинамическую сторону процесса
2.3 Уравнение притока тепла
2.4 Расчетные кривые.
2.5 Постановка задачи для Лянторского месторождения
2.6 Результаты исследования температурного поля при компрессорном
освоении скважин Лянторского месторождения.
Выводы.
3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ
ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ.
3.1 Опытномегодическис работы, проведенные в добывающих скважинах при освоении.
3.2 Опытнометодические работы, проведенные в нагнетательных скважинах при исследованиях под закачкой.
3.3 Сопоставление и анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований.
3.4 Разработка новых методов решения практических задач.
Выводы
4 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕТОДИК
4.1 Расчет объема жидкости, поглощенного при компрессировании.
4.2 Использование методики, разработанной для исследования высокодебитных скважин.
4.3 Использование комплекса методов на фиксированной глубине при освоении для интерпретации
4.4 Расчет приемистости в нагнетательных скважинах по данным термометрии на фиксированной глубине.
Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


Чисто нефтяная зона выделяется условно при рассмотрении пласта АС9 отдельно от пласта АСЮ. Таблица 1. Суммарная толщина газоносной части. Участок основной залежи, газовая шапка г. Лянторский . Январский . Востокинский . Тайбинская г. Таняунская г. Тутлимская г. Пласт АС9 на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанистости 0. В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта. Глинистые разделы внутри пласта АС9 на уровне ГНК незначительные по толщине 1Зм, по площади распределены хаотично, подгазовая зона
характеризуется контактным залеганием нефти и газа. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0. Газонасыщенная толщина изменяется от 0. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, среднее значение открытой пористости и проницаемости соответственно составляет . В пласте АСЮ содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АСЮ связаны с водонефтяной и газоводонефтяной зонами. Строение пласта АСЮ изменчиво по площади. При среднем значении коэффициента песчанистости 0. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается. В таблице 1. Лянторского месторождения ,,. Таблица 1. Площадь нефтеносности, км2 7. Тип коллектора. Нефтенасыщенная толщина пласта,м 4. Пористость, . Проницаемость, мкм2 0.