Промежуточный контроль1 - Томский политехнический

Реклама
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»
Вопросы промежуточного контроля
1.Методы получения промыслово-геологической информации?
2.Пористость и строение порового пространства?
3.Какие породы называются коллекторами
4.«Первичное» и «вторичное» вскрытие пласта. Освоение скважины.
5.Карта изобар, что показывает?
6.Проект пробной эксплуатации, его назначение
7.Опытно-промышленная разработка залежи УВ
8.По каким критериям объединяют продуктивные пласты в общий объект
разработки
9.Нефтеотдача пласта?
10.Темп разработки месторождения?
11.Обводненность продукции?
12.Накопленная добыча нефти...?
13.Что такое параметр плотности сетки скважин?
14.Что характеризует первую стадию разработки месторождения?
15.Что характеризует вторую стадию разработки месторождения?
16.Что характеризует третью стадию разработки месторождения?
17.Что характеризует четвертую стадию разработки месторождения?
18.Что такое пластовое давление?
Лабораторная №1
Тема: Особенности разведки пластовых залежей нефти и газа. Рациональное
размещение разведочных скважин
Пластовые залежи — наиболее распространенный тип скоплений нефти и газа.
Отличительными чертами пластового резервуара являются:
1. ограничение резервуара в кровле и подошве низкопроницаемыми породами,
2. сохранение пластового характера, литологического состава на
значительной площади и отчасти толщины.
Пластовая залежь по характеру распределения запасов разделяется на чисто
нефтяную зону залежи и межконтурную, т.е зону, где в кровельной части
пласта — нефть, в подошве — вода.
При рассмотрении и выборе систем размещения разведочных скважин
пластовых залежей решающую роль играют закономерности распределения
запасов по площади. При однородном строении пласта плотность запасов во
внутриконторной зоне залежи плотность запасов остается практически
неизменной. Во внутриконтурной зоне плотность запасов прямо зависит от
соотношения нефтенасыщенной и водонасыщенной толщины пласта.
Отличительной особенностью пластовых залежей от массивных (где по всей
площади залежи вскрывается водонефтяной контакт), является необходимость
бурения разведочных скважин и проведения в них специального комплекса
исследовательских работ в межконтурной части залежи для целей обоснования
отметки ВНК (ГВК).
Выбор системы размещения скважин производится для целей решения вопросов
оконтуривания залежи при соблюдении экономически рентабельной
обоснованности подготовки запасов к освоению разработкой. Особое внимание
обращается однородности строения коллектора, которая определяет
плотность запасов по площади залежи. Чем выше неоднородность тем меньше
плотность запасов.
Геологоразведочные работы проводятся с целью подготовки залежи к
промышленному освоению её разработкой.
При разведке пластовых залежей применяют профильную, кольцевую или
треугольную систему размещения скважин. Все разведочные скважины должны
быть размещены на разных гипсометрических отметках по кровле пласта.
Перед размещением разведочных скважин проводятся следующие работы:
 оценка структурной основы по материалам сейсморазведочных работ,
 анализ геологического строения продуктивного пласта по материалам
сейсморазведочных работ и результатов бурения поисковой скважины и
разведочных скважин на площадях, расположенных вблизи с районом
проектируемых работ,
 оценка числа разведочных скважин и системы их размещения,
 предварительная оценка прироста запасов по результатам проводимых
разведочного бурения,
 оценка стоимости прироста запасов после проведения работ,
 принятие решения о проведении проектируемых работ и определении числа
зависимых и независимых разведочных скважин.
Разведочные скважины по очередности и возможности бурения делятся на
зависимые и независимые. Зависимые скважины бурятся в зависимости от
результатов бурения независимых.
Цель работы. Приобретение навыков работы, связанных с
работами по ГРР.
Задание. Для выполнения работы студенту предоставляется
материал в электронном виде. В формате А4 распечатать структурную
карту, взять свой вариант. Иметь при себе карандаш и линейку.
Порядок выполнения работы.
1. Оценка структурной основы, полученной по материалам сейсморазведочных
работ.
Структура считается подготовленной если плотность сейсмопрофилей приближается к 1
пог.км/км2.
Определить плотность сейсмопрофилей в пределах выявленной структуры.
P= ∑ Lпроф/Sстр , где L проф - длина всех сейсмопрофилей в пределах структуры (км),
Sстр - площадь структуры (км2). Данные берутся с карты (линейкой и переводятся в
необходимую размерность, используя масштаб карты).
Заложение разведочной скважины возможно в зонах с наибольшей плотностью профилей. В
случае низкой плотности следует запроектировать дополнительные сейсморазведочные работы.
Структура должна быть замкнута. Разведочные скважины закладываются в зоне запасов
категории С2.
2. Анализ геологического строения продуктивного пласта по материалам
сейсморазведочных работ и результатов бурения поисковой скважины и
разведочных скважин на площадях, расположенных вблизи с районом
проектируемых работ
Проанализировать имеющиеся данные прогноза результатов сейсморазведочных работ по
прогнозу толщин.
По данным бурения поисковой скважины и результатам геологоразведочных работ на соседних
площадях сделать прогноз развития толщин в зонах заложения разведочных скважин.(принять,
что увеличение толщин происходит с юго-запада на северо-восток).
В результате анализа уточнить место заложения разведочных скважин и определить зависимые
и независимые скважины.
3. Оценка числа разведочных скважин и системы их размещения.
Число разведочных скважин определяется исходя из запасов категории С2. На скважину должно
быть не менее 1 млн.т перевода из
запасов категории С2 в категорию С1. Скважины
закладываются на сейсмопрофилях в целях последующей увязки данных сейсморазведочных
работ и результатов бурения скважин.
Система заложения скважин производится исходя из морфологии структурного плана. (для
вытянутых структур — наиболее приемлема профильная, для иных — кольцевая или
треугольная).
4. Предварительная оценка прироста запасов по результатам проводимых
разведочного бурения.
В результате проведения геологоразведочного бурения на площади должно обеспечиваться
снижение запасов категории С2 до минимально допустимых значений (не более 20 %).
Подсчетные параметры зоны запасов категории С2 приведены ниже:
Площадь, Средняя Пористос Нефтенасы Удельный Пересчетный Балансовые
тыс.м2
толщина, ть, %
щенность, вес нефти, коэффициент, запасы, тыс.т
м
%
т/м3
доли ед.
Оценить прирост запасов категории С1 от результатов проводимых геологоразведочных работ.
Прирост, Qприрост =Qкон – Qнач
5. Оценка стоимости прироста запасов после проведения работ.
Производится по формуле:
W=WГРР./Qкон, где WГРР - затраты на геологоразведочные работы, складываются из затрат на
сейсморазведочные работы и разведочное бурение, Qкон - запасы после проведения работ.
Исходные данные для предварительной оценки затрат на геологоразведочные работы:
Стоимость 1 пог.км
Стоимость 1 м проходки разведочной скважины (с отбором
сейсморазведки 2Д
керна, ГИС и затратами на рекультивацию земель)
50 тыс.руб
40 тыс.руб
Лабораторная работа 2
Привязка керновых данных и ГИС, описание керна и диаграмм скважинного
каротажа
Предварительная обработка данных ГИС и керна с целью определения кривых
физических свойств горных пород, обоснования параметров методик
интерпретации данных ГИС. Оценка достоверности данных ГИС. Комплексная
визуальная интерпретация данных электрического каротажа (ИК, БК, ПЗ,
БКЗ,МБК) при определении УЭС породы. Обработка и интерпретация различных
комплексов данных ГИС с целью определения литологического состава и
петрофизических характеристик пород в разрезе скважины. Выделение в разрезе
исследуемых пород интервалов коллекторов, определение их пористости,
проницаемости, состава насыщающих флюидов и их объемного содержания в
поровом пространстве. Обработка геолого-геофизических данных с целью
получения сейсмоакустических параметров пород в разрезе скважин. Анализ и
геологическое согласование результатов интерпретации данных ГИС по
скважине.
Цель работы. Приобретение навыков работы привязки керновых данных к
ГИС
Задание. Для выполнения работы студенту предоставляется анализ
кернового данных и каротажный материал по скважине. Привязать керновые
данные к каротажу и описать выполнение работы.
Порядок выполнения работы.
1. Распечатать исходные керновые данные и каротажную диаграмму.
2. Увязать исходные данные и каротаж.
3.Оформить и сдать работу.
Пример оформления
Лабораторная 3
Работа с актами на испытание объектов в эксплуатационной колонне скважины.
Расчёт гидродинамических параметров при испытании объектов в
эксплуатационной колонне
Акт заложения скважины и испытания средств герметизации ее устья
Приложение к Инструкции Госгортехнадзора РФ от 30.05.1995 N 10
АКТ
заложения скважины N _____
и испытания средств герметизации ее устья
"__" __________ 200_ г.
Местоположение устья скважины (привязка к пунктам съемочного
обоснования): проектная длина _________ м; угол наклона _________;
дирекционный угол оси скважины ________; начальный диаметр бурения
______ мм; направляющая труба диаметром _______ мм, длиной _______
м, установлена под углом к горизонту __________________ азимутом и
зацементирована _______________.
(марка цемента)
Проведено испытание водой средств герметизации устья скважины:
крепость и герметичность заделки направляющей трубы, прилегающего
целика и обвязки, состоящей из ___________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
давлением _______ МПа в течение __________ ч.
Падение давления составило ________ МПа или _________%.
Давление создавалось насосом типа _____________ N ___________.
Замеры давления производились манометром N __________________.
Заключение комиссии __________________________________________
__________________________________________________________________
Главный геолог шахты
Главный маркшейдер шахты
Буровой мастер
Приложение 4
к Методическим рекомендациям
по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов
Акт испытания скважины испытателем пластов на трубах
«____» ____________ 20 __ г.
Скважина № ______ Куст _____________________ Площадь _________________________
Категория скважины _____________ Недропользователь ____________________________
Тип испытателя ________________ Тип манометра ___________________________________
1. Условия применения (подчеркнуть): испытание в процессе бурения, испытание после
окончания бурения: испытание в колонне.
Технология испытания, селективная, многоцикловая (______ циклов):
с опорой: на забой, на стенки скважины.
Цель испытания: определение характера насыщенности пласта, промышленной значимости
пласта, очистка пласта, определение герметичности колонны и цементного кольца
2. Тип буровой установки _________________________________________________________
3. Конструкция скважины, забой (мост) __________ м; кондуктор диаметром __________ мм;
глубина спуска _____________ м; техническая колонна диаметром ___________________ мм:
глубина _____________ м; зацементирована на ________________ м от башмака,
открытый ствол диаметром ___________ мм, от _____________ до _____________________ м
4. Тип промывочной жидкости ____________ наличие утяжелителей ___________________
при вскрытии:
плотность ___________ г/см3, вязкость ______________ Па*с, водоотдача ___________ см3/ч
при испытании:
плотность ___________ г/см3, вязкость ______________ Па*с, водоотдача ___________ см3/ч
5. Интервал испытания __________________________________________________________ м
Тип коллектора в интервале испытания _____________________________________________
Стратиграфия _________________________ литология _
Дата вскрытия бурением (перфорацией) _____________________________________________
Проявление пласта при вскрытии (перелив, поглащение), газирование ___________________
Дата проведения ГИС ________________ Комплекс ГИС ____________________________
______________________________________________________________________
Проведен в интервале ____________________________________________________________
6. Компоновка ИПТ (тип, длина и диаметр труб, испытателя, ЗПК, манометра, штуцера)
___________________________________________________________________________
Фактическая компоновка ИПТ ____________________________________________________
Длина и глубина установки фильтра _______________________________________________
Тип фильтра __________________________________________________________________
7. Состав инструмента над ИПТ ___________________________________________________
8. Долив жидкости над ИПТ ______________ м, плотность жидкости _______________ г/см3
9. Тип пакера ___________________, диаметр ___________________________________ мм
Глубина установки: пакер 1 ______________________ м, пакер 2 ___________________ м
10. Температура в зоне установки пакера _______________________________________ °С
11. Диаметр скважины на глубине установки пакера _____________________________ мм
12. Расчетная депрессия на пласт (
) _________________________________________ МПа
13. Качество пакеровки (герметичность, проседание ИПТ, уровень в затрубье) _________
14. Нагрузка на пакер, кН _______________________________________________________
15. Сведения о манометрах
Тип, номер
манометра
Максимальное
давление, МПа
Глубина
установки, м
Место установки Заключение о
работе
манометров
(причина отказа
приборов,
качество записи)
16. Вес бурильного инструмента (НКТ): (в делениях по индикатору, цена деления).
перед
перед
17.
пакеровкой
снятии
_______________
пакера
Интервалы
посадок
18.
I
_____________
и
затяжек
кН,
при
кН,
после
приток
снятия
инструмента
Режим
цикл:
испытании
при
______________
пакера
СПО
кН.
__________
кН.
______________
испытания
м
(циклы):
________________
мин,
восстановление
давления
______
мин;
II
цикл:
приток
_______________
мин,
восстановление
давления
______
мин;
III
цикл:
приток
_______________
мин,
восстановление
давления
______
мин;
19. Характер проявления пласта при испытании (появление уровня, перелив, газ)
_____________________________________________________________________________
20.
Продукция
из
пласта
(что
получено,
в
каком
количестве,
в
каких
трубах)
общий приток __________ м3, в том числе раствора _________ м3, фильтрата ___________ м3
пластовой воды __________ м3, нефти _________ м3, газа ____________________________ м3
Продукция под циркуляционным клапаном (что получено, в каком количестве)
_____________________________________________________________________________ же в
камере
пробоотборника
________________________________________________
см3
21. Время спуска ИПТ _________________________________________________________ ч
22. Время подъема ИПТ ________________________________________________________ ч
23. Общее время нахождения буровой в испытании _________________________________ ч
24. Состояние ЗПК, испытателя, приборов _________________________________________
Состояние нижнего, верхнего пакера, сколько раз спускался, пригодность к следующему спуску
________________________________________________________________________
25. Оценка по диаграммам глубинных манометров технической успешности испытания
(подчеркнуть).
Испытание технически успешное (удачное) _________________________________________
Испытание технически удачное с осложнениями _____________________________________
Испытание технически неудачное _________________________________________________
Испытание
26.
аварийное
Рекомендации
___________________________________________________________
об
однозначности
или
повторном
испытании
_____________________________________________________________________________
27.
Предварительные
данные
о
гидродинамических
параметрах
пласта:
Гидростатическое давление до посадки пакера ______________ МПа, после снятия пакера
___________________
МПа,
пластовое давление ______________ МПа, депрессия _____________ МПа, коэффициент
продуктивности
(фактический)
________________
Дебит
(фактический)
Гидропроводность
испытанного
Представитель
Буровой
Начальник
партии
МПа
________________
интервала
недропользователя
мастер
м3/сут,
_______________
(геолог)
м3/сут
10
м /МПа*с
-5 3
____________________
___________________________________________
по
испытанию
____________________________
Задание. Взять информацию по разведочной скважине и заполнить согласно инструкции
Оценивание результатов
Ответы на вопросы
Решение 3 лабораторных работ
ИТОГО
Максимальный балл
2
12
Итог
2*4=8
12
20
Скачать