Исследование и разработка технологий вскрытия и разобщения продуктивных пластов газоконденсатных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки

• Автор: Нургалеев, Аскар Ринатович
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 189 с. : ил

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
1.1. Общие сведения литологического строения месторождений севера Тюменской области.
1.2. Геологопромысловая характеристика продуктивных пластов верхнеаптееноманскнх отложений Западно Сибирской плиты
1.3. Геологотехнические условия строительства скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.

2.1. Анализ состояния качества первичного вскрытия

2.2. Анализ качества цементирования скважин на месторождениях, разбуриваемых предприятием ф. Тюменбургаз ДООО Бургаз

2.3. Возможные причины, вызывающие нарушение герметичности крепи скважин.

3. АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ЗАКАНЧИВАНИЮ СКВАЖИН.

3.1. Анализ качества работ но вторичному вскрытию продуктивных пластов.

3.2. Анализ технологии освоении скважин

3.2.1. Анализ технологии освоения нефтяных скважин на Уренгойском ГКМ
3.2. Анализ состояния освоения газоконденсатных скважин
4. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЦЕПТУР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СОХРАННОСТИ ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУК
ТИВНЫХ ПЛАСТОВ.
4.1. Возможные причины изменения коллекторских свойств коллекторов Уренгойской группы месторождений.
4.2. Теоретические предпосылки обеспечения максимальновозможного сохранения естественных коллекторских свойств продуктивных пластов
4.3. Результаты исследований физикомеханических свойств промывочной жидкости на полисахаридной основе
4.4. Результаты исследований по изучению влияния высокомолекулярных соединений на свойства тампонажных растворов, используемых при строительстве скважин.
4.5. Технология создания изоляционного гидрофобного экрана в
пристенном участке ствола скважины
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Второй эксплуатационный объект включает продуктивные пласты, имеющие индексы БУхо, БУв, БУ9. БУ8. ГК часть в пределах Северного купола СК и восточного склона севера центральной приподнятой зоны ЦПЗ. На Южном склоне, юге ЦПЗ и восточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Средний уровень газонефтяного контакта ГНК составляет 2 5 м. БУ8 по морфологии и характеру распространения аналогична БУ8. БУ9 приурочены две залежи углеводородов основная охватывает Северный купол, север и юг ЦПЗ, вторая контролируется Южным куполом ЮК. Безводных промышленных притоков нефти из этого пласта получено не было. Нефгенасыщенность коллекторов в зоне оторочки ниже или близка к критической, в силу чего нефть в притоке отсутствует или поступает вместе с водой. Залежь ЮК средняя толщина м для целей разработки можно рассматривать как чистую газоконденсатную залежь. Уровень газоводяного контакта ГВК м. Третий эксплуатационный объект включает пласты, имеющие индексы БУюп БУ юь БУю2 БУц ь БУц 2, БУ и з и БУ1. Пласты БУю на СК и ЦПЗ в интервале газоконденсатной части горизонта характеризуются газодинамической сообщаемостью, подтверждением чего является отсутствие глинистых разделов в разрезе ряда скважин и близкие отметки ГНК для всех пластов. БУю в нефтяном интервале разделен на 2 объекта БУю 1 и БУю 2 они разделены глинистой перемычкой, имеющей толщину на СК 3,4 4 м, уменьшающейся по направлению к ЮК до 2 м. Поле нсфтсгазоносности включает нефтяную оторочку кольцевого типа и ГК шапку. ГК часть БУю рисуется единой толщина се на ЮК составляет 6 м, на СК м и на ЦПЗ м.