Анализ испытания и опробования скважин месторождения коныс.

ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1 Геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.1 Физико.географическая и экономическо. географическая
характеристика района ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.2 История геолого.геофизической изученности и разработки
месторождения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.3 Литолого.стратиграфическая характеристика ... ... ... ... ... ..
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.5 Нефтегазоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.6 Водоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2 Технико.технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1 Краткая история и современное состояние разработки ... ...
2.2 Обоснование расчетных вариантов разработки ... ... ... ... .
2.3 Состояние исследовательских работ на месторождении Коныс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.4 Методы воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС)...
2.4.1 Воздействие на ПЗС методом гидроразрыва пласта (ГРП) ...
2.4.2 Воздействие на ПЗС закачкой анаэробных бактерий ... ... ...
2.5 Анализ работы фонтанных скважин месторождения Коныс
М.II горизонта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.5.1 Фонтанная эксплуатация скважин ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.5.2 Анализ результатов гидродинамических исследований при опробовании и испытании поисковых и разведочных скважин, характеристика их продуктивности и режимов ... .
2.6 Оборудование фонтанных.скважин, применяемое на месторождение Коныс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.7 Расчет по подбору оборудования и установления оптимального технологического режима фонтанной скважины № 103 месторождения Коныс ... ... ... ... ... ... .
2.8 Выводы о ходе разработки месторождения Коныс ... ... ...
3 Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1 Технико.экономические показатели разработки месторождения Коныс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4 Охрана труда и окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.1 Охрана труда. Безопасность эксплуатации фонтанных скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.1.1 Безопасность эксплуатации фонтанных скважин ... ... ... ..
5 Охрана окружающий среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1 Анализ воздействия нефтепромысла на компоненты биосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.2 Охрана почв ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.3 Охрана атмосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.4 Организационные мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.2 Инженерные и природоохранные мероприятия по защите окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.2.1 Защита атмосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.2.2 Защита гидросферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.2.3 Защита литосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Заключение
Список литературы
Приложение

Одной из важных задач отрасли топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан является обеспечение потребностей во всех видах топлива и энергии путем увеличения их добычи и производства при планомерном проведении во всех отраслях и сферах народного хозяйства целенаправленной энергосберегающей политики.
Повысить эффективность добычи нефти за счет применения рациональных систем разработки месторождений, совершенствование технологии буровых работ, улучшение технологического оснащения, широкого внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов и применения прогрессивных технологических процессов.
Месторождение Коныс расположено в 70 км юго-западнее разрабатываемого крупного месторождения Кумколь и в 20 км северо-западнее месторождения Бектас.
В дипломном проекте анализируются условия испытания и опробования скважин месторождения Коныс, выбор оптимального режима и работы одной из скважин, показаны перспективы дальнейшей разработки месторождения, показаны технико-экономические показатели разоаботки месторождения.

ГАЙКОВОЙ П. Т. МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО СОСТАВЛЕНИЮ ГЕЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА. АЛМАТЫ, 1987

ЩУРОВ В. И. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ. М, НЕДРА, 1983

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Под. РЕД. Ш. К. ГИМАТУДИНОВА.-М, НЕДРА, 1988

Тяжин Ж. ОХРАНА ТРУДА в дипломных ПРОЕКТАХ . АлмАты.1989

ПАНОВ Г.Е. И ДР. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ», М, НЕДРА, 1986

МАЗУР И. И. ЭКОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, М, НЕДРА , 1986

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 61 страниц
В избранное:

СОДЕРЖАНЕ

ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ...
1 Геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.1 Физико-географическая и экономическо- географическая
характеристика района ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки
месторождения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика ... ... ... ... ... ..
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.5 Нефтегазоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.6 Водоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2 Технико-технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1 Краткая история и современное состояние разработки ... ...
2.2 Обоснование расчетных вариантов разработки ... ... ... ... .
2.3 Состояние исследовательских работ на месторождении Коныс
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.4 Методы воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС)...
2.4.1 Воздействие на ПЗС методом гидроразрыва пласта (ГРП) ...
2.4.2 Воздействие на ПЗС закачкой анаэробных бактерий ... ... ...
2.5 Анализ работы фонтанных скважин месторождения Коныс
М-II горизонта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.5.1 Фонтанная эксплуатация скважин ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.5.2 Анализ результатов гидродинамических исследований при
опробовании и испытании поисковых и разведочных скважин,
характеристика их продуктивности и режимов ... .
2.6 Оборудование фонтанных.скважин, применяемое на
месторождение Коныс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.7 Расчет по подбору оборудования и установления оптимального
технологического режима фонтанной скважины № 103
месторождения Коныс ... ... ... ... ... ... .
2.8 Выводы о ходе разработки месторождения Коныс ... ... ...
3 Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения
Коныс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4 Охрана труда и окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.1 Охрана труда. Безопасность эксплуатации фонтанных
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.1.1 Безопасность эксплуатации фонтанных скважин ... ... ... ..
5 Охрана окружающий среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1 Анализ воздействия нефтепромысла на компоненты
биосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.2 Охрана почв ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.3 Охрана атмосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.4 Организационные мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.2 Инженерные и природоохранные мероприятия по защите
окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.2.1 Защита атмосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.2.2 Защита гидросферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.2.3 Защита литосферы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Заключение
Список литературы
Приложение

АННОТАЦИЯ

Данный дипломный проект состоит из четырех основных частей:

1.Геологическая часть
2.Технико-технологическая часть
3.Экономическая часть
4.Охрана труда.
5.Охрана окружающей среды.

В геологической части проекта рассматриваются общие сведения о
месторождении Коныс, история геологической изученности,
рассматриваются общие сведения о месторождении, история геологической
изученности и разработки месторождения, литолого-стратиграфический
разрез, тектоника, нефтегазоносность и геологический профиль.
В технико-технологической части проекта рассматривается
анализ современного состояния разработки, фонд скважин
месторождения и его динамика. Также дано описание оборудование
фонтанных скважин. Дан анализ пластовых флюидов и показана дальнейшая
разработка месторождения.
В экономической части показаны технико-экономические
показатели разработки месторождения Коныс.
В разделе охраны труда и окружающей среды описана безопасность
эксплуатации фонтанных скважин, влияние производственных и вредных
факторов, дан анализ разработки защитных мероприятий на
месторождении.
ВВЕДЕНИЕ

Одной из важных задач отрасли топливно-энергетического комплекса
Республики Казахстан является обеспечение потребностей во всех видах
топлива и энергии путем увеличения их добычи и производства при планомерном
проведении во всех отраслях и сферах народного хозяйства целенаправленной
энергосберегающей политики.
Повысить эффективность добычи нефти за счет применения рациональных
систем разработки месторождений, совершенствование технологии буровых
работ, улучшение технологического оснащения, широкого внедрения современных
методов увеличения нефтеотдачи пластов и применения прогрессивных
технологических процессов.
Месторождение Коныс расположено в 70 км юго-западнее разрабатываемого
крупного месторождения Кумколь и в 20 км северо-западнее месторождения
Бектас.
В дипломном проекте анализируются условия испытания и опробования
скважин месторождения Коныс, выбор оптимального режима и работы одной из
скважин, показаны перспективы дальнейшей разработки месторождения, показаны
технико-экономические показатели разоаботки месторождения.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Физико-географическая и экономическо-географическая
характеристика района.

Месторождение Коныс расположено в Теренозекском районе Кзыл-
Ординской области Республики Казахстан. Ближайшими населенными
пунктами являются г.Кызыл-Орда (120 км), г.Жезказган (280км) и станция
Жосалы (90 км). В 70км находится месторождение Кумколь, нефть с
которого по трубопроводу Кумколь-Каракойн доставляется - до
магистрального нефтепровода Павлодар-Шымкент. Трубопровод и нефтепровод
могут быть использованы при необходимости для транспортировки нефти с
рассматриваемого месторождения.
Постоянных населенных пунктов на месторождении нет. В летний период
территория месторождения используется в качестве пастбища для животных.
Дорожная сеть представлена грунтовыми и полевыми дорогами.
Перевозка вахт осуществляется автотранспортом.
В орфографическом отношении район представляет равнину с отметками
рельефа 150-200 м. Поверхностные источники водоснабжения отсутствуют.
Животный и растительный мир типичен для полупустынь. Климат района
работ резко континентальный, температура воздуха зимой опускается .до -40
°С, а лётом поднимается до +35°С. Снежный покров незначителен,
основное количество осадков выпадает в зимне-весенний период. Характерны
сильные ветры: летом западные, юго-западные, в остальное время года
северные и северовосточные.
Источники электроснабжения и линии связи в рассматриваемом
районе отсутствуют.

1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки
месторождения.

Структура Коныс выявлена в 1987 году Турланской геофизической
экспедицией (ГФЭ) ,по данным сейсморазведки (МОП). Поисковое
бурение на площади начато в 1988 году, а в 1989 году из скважины №-1 при
испытании пластоиспытателем на трубах получен первый газовый фонтан из
отложений нижнего мела.
По состоянию на 01 .01.1995 года пробурено всего 26 скважины, по
результатам которых в продуктивной толще меловых и юрских отложений
месторождения установлены газовые залежи M-0-I и M-0-II. В отложениях
арыскумского горизонта выделена нефтегазовая залежь M-II, в
отложениях верхней юры выделены нефтяные горизонты Ю-0-1 и Ю-0-2, сделан
подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа и утвержден в ГКЗ
Республики Казахстан.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Пробуренными скважинами на месторождении Коныс вскрыты отложения
четвертичного, палеогенового, мелового, юрского периодов. Последние
залегают на выветренной поверхности гетерогенного фундамента
протерозойского возраста.

Протерозой (PR) .

Домезозойский фундамент вскрыт на рядом расположенном месторождении
Южный Коныс и представлен серыми и темно-сиреневыми туфопесчаниками,
алевролитами, аргиллитами и гравелитами.

Юрская система (J).

В Арыскумском прогибе в разрезе юры выделяются три ритмокомппекса:
верхний, средний и нижний. На месторождении Коныс скважинами 1, 3 вскрыты
отложения верхней и частично средней юры.
Средний отдел (J2) представлен дощанской и
карагансайской свитами. В нижней части разрез состоит из песчаников серых,
средне- и мелкозернистых, кварцевого состава, встречаются
крупнозернистые разности до грубозернистых местами переходящих в
гравелит. Выше толща состоит из переслаивающихся темно-серых аргиллитов и
серых кварц-полевощпатовых песчаников. Возраст бат-келловейский. Толщина
свиты порядка 150 м.
Верхний отдел (J3) . Верхнеюрские отложения вскрыты всеми
скважинами и представлены отложениями кумкольской и акшабулакской свит.
Кумкольская свита сложена тремя горизонтами песчаников,
песков, алевролитов разделенных выдержанными по всему месторождению слоями
серых аргиллитов и глинистых алевролитов. Возраст отложений по
аналогии с другими площадями района келловей-оксфордский.
Акшабулакская свита представлена пестроцветными глинами и
серыми алевролитами. Возраст отложений по аналогии с другими площадями
района киммеридж-титонский. С этой свитой связаны залежи нефти в
горизонтах Ю-0-1, Ю-0-2.

Меловая система (К).

Отложения меловой системы залегают с региональным размывом и
угловым несогласием на отложениях акшабулакской свиты и расчленяются на
нижний отдел (даульская и карачетаусская свиты), нижний-верхний отдел
(кызылкиинская свита) и верхний отдел (балапанская свита).
В пределах даульской свиты, ее подошвенной части выделяется
арыскумский горизонт, по литологическому составу он .Представлен тремя
литотипами пород. Первый литотип-гр^велиты светло-серые,
зеленоватые, неравномерно-^разнообломочные, на карбонатном либо
песчано-глинистом цементе, состоит из обломков аргиллитов, алевролитов
и кварцитов. Второй литотип-пески, песчаники серые, серо-зеленые,
мелко и среднезернистые. Алевролиты серые, коричневатые на глинистом
цементе. Третий литотип-аргиллиты пестроцветные, кирпично-красные,
сильно песчанистые, местами кавернозные с пропластками
песчаников
мелкозернистых на глинисто-карбонатном цементе. Толщина горизонтаколеблется
от 5-10 м в сводовых частях до 30-40 м на крыльях и периклинальных
частях структур.
На месторождении Коныс с арыскумским горизонтом связана
нефтегазовая залежь M-II. Нижнедаульская подсвита, представляющая
региональный флюидоупор над нефтегазоносным комплексом, арьскумского
горизонта, представлена аргиллитами красно-коричневого цвета толщиной
120-150 м.
Верхнедаульская подсвита представлена песчаниками зеленовато-
серыми, мелко и среднезернистыми, местами с прослойками гравелитов. С
отложениями подсвиты на месторождении Коныс связаны продуктивные
горизонты М-0-1 и М-0-2, в которых содержатся газовые залежи. Толщина
подсвиты порядка 250 м. Рассматриваемая подсвита относится к
неокомскому надъярусу.
Карачетаусская свита залегает с размывом на даульской и сложена
песками, песчаниками, гравелитами, алевролитами и алевритистыми глинами.
Толщина подсвиты порядка 300-400 м. Возраст ее апт-альб.
Остальные части, разреза нижнего и верхнего мела представлены
чередованием глин, алевролитов, песков и песчаников.

Палеогеновая система (Р).

Отложения палеогеновой системы залегают с размывом на породах
верхнего мела и представлены зеленовато-серыми глинами с прослоями
глауконитовых песчаников, толщина их 100-160 м.

Четвертичная система (Q).

Отложения четвертичной системы включают пески, глины, суглинки
супеси толщиной 5-20 м.

1.4 Тектоника

Южно-Торгайская впадина - разделена Мынбулакской седловиной на два
прогиба Жиланшикский, в северной части, и Арыскумский в южной. В
Арыскумском прогибе сосредрточены . выявленные месторождения
углеводородов рассматриваемого нефтегазоносного района. В Арыскумском
прогибе, в свою очередь, выделяются более мелкие структурные
элементы - 5 грабен-синклиналий и 3 грабен-антиклинали, которые имеют
субмеридианальную северо-западного направления ориентировку. Структуры
осложнены и ограничены разломами.
Месторождение Коныс расположено в пределах Арыскумской
грабен-синклиналий и примыкает с запада к Главному Каратаускому разлому
(ГКР), разделяющему Арыскумский прогиб на две части. Арыскумская
грабен-синклиналь протяженностью 190 км, в плане имеет форму сужающегося на
юго-восток клина, ширина которого уменьшается от 25-30 км в центральной
части до 6 км в зоне замыкания. Отметки залегания фундамента в ее пределах
изменяются от 700 до 4400 м, при этом соответственно происходит уменьшение
толщины верхнеюрских (от 1000 до 500 м) и доверхнеюрских отложений (от
2000 м до полного выклинивания). Зоны выклинивания и тектонического
экранирования образуют серию небольших по площади узких ловушек
неантиклинального типа.
По материалам Турланской геофизической экспедиции и частично МГП
"Залежь" на структурной карте по отражающему горизонту III структура Коныс
представляет собой двухсводовую брахиантиклинальную складку. По отражающему
горизонту IIIa (акшабулакская свита) она представляет собой структуру
ограниченную стратиграфическим срезом.
Поисково-разведочными работами, проведенными в дальнейшем на
основе этих структурных построений, была подтверждена структура Коныс в
меловом стратиграфическом комплексе, и в его пределах установлены залежи
структурного типа (М-Г-1, M-II). Юрский стратиграфический комплекс, как и
предполагалось по материалам сейсморазведки, на структуре Коныс
присутствует частично (в районе скважины 3) и с ним связаны две залежи (Ю-0-
1, Ю-0-2) неструктурного типа.
Так как исследования настоящей работы связаны с нефтегазовой
залежью горизонта M-II, то здесь и в дальнейшем подробные сведения будут
приводиться только по этой залежи.
На основании данных бурения и материалов сейсмики была построена
структурная карта по кровле горизонта M-II, на которой структура Коныс
представляет собой двухсводовую положительную структуру субмеридианального
простирания направления; осложненную серией разрывных нарушений,
контролирующих залежь на отдельных участках. В контуре изогипсы -1085 м
размер структуры 21кмх6.5 км, высота в районе южного поднятия 70 м,
северного - 67 м.
1.5 Нефтегазоносность

Структура Коныс была подготовлена к поисковому бурению в 1987 г., а
в 1988 г. оно было начато. Первый приток газа был получен в 1989 г. в
скважине №-1 из отложений арыскумского горизонта. Всего на месторождении
пробурено 26 скважин, из которых семь поисковых (№1,3,7,9,11,12,13)
и девятнадцать разведочных (№5, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24,
26, 27, 28, 29, 30, 32, 33).
В результате проведенного на месторождении поисково-разведочного
бурения было установлено 5 залежей, из которых 2 газовые - М-0-1 и М-0-2, 1
нефтегазовая - М-Г1 и 2 нефтяные Ю-0-1 и Ю-0-2.

Залежь М-II.

Нефтегазовая залежь, установленная в отложениях арыскумского
горизонта (нижний мел) является самой крупной из залежей установленных на
месторождении и наиболее сложной по характеру насыщения. Она вскрыта,
освещена каратажом и керном в 23 скважинах, опробована в 20 скважине.
Коллекторы развиты по всей площади залежи за исключением районов
скважин №16 (свод южного поднятия), №12, №22 (восточная часть
структуры), где они замещены непроницаемыми разностями.
Залежь содержит две газовые шапки, расположенные на двух наиболее
приподнятых участках, северный (район скважины (№1), южный (район скважины
№-3). Каждый из участков имеет самостоятельный газонефтяной контакт (ГНК).
Газовая шапка в районе скважины №-1, установлена по результатам
опробования скважин №-1 и №-11, в первой получен газ до отметки -1028 м, а
в скважине №-11 нефть с высоким газовым фактором в интервале отметок -1050-
1057 м.
В районе скважины №- 3 газ с конденсатом без признаков нефти получен в
этой скважине до отметки -1015.5 м, а в скважине №-21 получены газ и смесь
нефти с конденсатом в интервале отметок -1030-1041 м, чистая нефть получена
в скважине №-18 с отметок -1040-1059 м.
Результаты опробования с учетом обработок материалов ГИС позволили
провести ГНК на отметках -1054.6 м (район скв.№1) и -1038.6 м (район
скв.З).
ВНК принят единым для всей залежи на отметке – 1084,6 м, основываясь
на данных ГИС и опробования в скважинах №№4Юж., 9, 11, 13, 14, 15, 17, 18,
19, 24, 25, 32, 33, где получены притоки нефти, скважин №№5, 20, 23, в
которых получена нефть с пластовой водой.
По типу природного резервуара газонефтяная залежь М-II - пластовая
сводовая, тектонически экранированная с северо-востока и юго-запада,
литологически ограниченная с востока, высота газовой части на северном
своде равна 37 м, на южном -24 м, высота нефтяной части в районе северного
свода 30 м, в районе южного - 46 м. Площадь газоносности равна для
северного свода -8909 тыс.м2, для южного - 17176 тыс.м2, площадь
нефтеносности равна 63804 тыс.м2.
На участке расположения скважины №-7, примыкающей с востока к основной
залежи, выделена самостоятельная нефтяная залежь, контролируемая с запада
разрывным нарушением. В ней получен приток нефти с водой, а ВНК принят на
отметке-1101 м.
По типу природного резервуара залежь пластовая, тектонически
экранированная с запада и востока. Высота ее порядка 15м.
Площадь нефтеносности 911 тыс.м .

1. 6 Водоносность

Месторождение нефти и газа Коныс находится в пределах Южно-Торгайского
артезианского бассейна. В процессе поисков и разведки месторождений
опробовано методом компрессирования 35 водоносных объектов. По материалам
ГИС выделен 91 водоносный пласт по 30 скважинам. Центральной
лабораторией Беловодской гидрогеологической экспедиции проведены анализы
25 проб пластовой воды и 7 анализов на содержание микрокомпонентов в сухом
остатке.
На площади Коныс в результате бурения и опробования глубоких
параметрических, поисковых и разведочных скважин изучены водоносные
комплексы юрских и меловых отложений.
Водоносный комплекс юрских отложений представлен тремя водоносными
горизонтами: Ю-0-1, Ю-0-II, Ю-1. Водовмещающими породами юрских
отложений являются серые, зеленовато-серые мелкозернистые песчаники и
алевролиты. От меловой толщи комплекс юры отделен сероцветными глинистыми
породами. Воды горизонтов Ю-0-I Ю-0-II, Ю-1 напорные, с быстро
восстанавливающимися Динамическими уровнями, что свидетельствует о хороших
фильтрационных свойствах пластов. Дебиты воды юрских водоносных горизонтов
составили по месторождению Коныс: скважина №-18 - интервал 1318-1328 м
Qa -18,57 мз сут при Ндин -452,5 м; скважина №-21 интервал 1297-1302 м qb
-28,94 мз сут при Ндин-736,5 м; скважина №-32 интервал 1243-1249 м qb
-15,55 мзcyт при Ндин II6I м.
Проведены замеры пластовых давлений. Коэффициент аномальности
составляет 0,89 МПа10 м.
По пространственно-геологическому отношению к залежам нефти и газа,
воды юрских отложений подразделяются на нижние краевые и подошвенные.
Для юрских продуктивных горизонтов установлены газоводяные и
водонефтяные контакты на абсолютных отметках площадь Коныс: Ю-0-2 -1091 м;
Ю-0-1 -1096 м.
Неокомские водоносные отложения включают в себя водоносные
горизонты M-0-I, 2, 3, 4, 5 и M-II. Они приурочены к зеленовато-серым,
пестроцветным гравелитам, песчаникам и алевролитам. Воды меловых
горизонтов напорные, притоки сильные. Дебиты воды меловых
водоносных -горизонтов составили по месторождению Коныс:
скважина №-5 интервал 1283-1287 м, Qв -26,3 м3сут при Ндин -1030,5 м;
скважина №-9 интервал-985-994 м, Qв -12,0,9 м3сут при Ндин- 770 м;
скважина №-12 интервал 995-1005 м, Qв qb -31,99. м3сут на 6,2 мм штуцере;
скважина №-20 интервал 1289- 1292 м Qв +н -26,,78 м3сут при Ндин-1056 м;
скважина №-32 интервал 1224-1232 м Qв -84,24 м3сут при Ндин - 842,5 м.
Для нижненеокомских продуктивных горизонтов установлены
газоводяные и нефтеводяные контакты на абсолютных отметках площадь Коныс: М-
11-1084,6 м, М-0-2-811 м, M-0-I-788 м. Воды мелового комплекса нижние
краевые и подошвенные.
Верхнесенонский водоносный горизонт развит повсеместно и
вскрыт гидрогеологическими скважинами, пробуренными с целью обеспечения
технической водой глубоких скважин. Во до вмещающими породами
являются. серые, зеленовато-серые пески и супеси. Воды напорные.
Дебиты воды составили от 0,5 до 2 м3сут.
Сведений об ионно-солевом составе и минерализации код верхнего сенона
не имеется.
Пластовые воды продуктивных отложений месторождения Коныс
определяются как соленые и рассолы хлориднокальциевого типа
хлоридной группы натриевой подгруппы. Величины минерализации изменяются: в
юрских продуктивных горизонтах от 48 до 67 гл. , в неокомских
водоносных горизонтах: M-II от 32 до 40 гл, M-0-I, 2, 3, 4, 5 от 19
до 30 гл. Величина РН изменяется от 4,15 до 8,3 - воды слабокислые до
щелочных. Коэффициент rNa'VrCl" изменяется от 0,25 до 0,98, коэффициент
Шеллера от 0,07 до 1,36.
Содержание сульфатов в водах месторождений невысокое.
Величина сульфатов изменяется от 0,2 до 12%. Брома в водах
месторождений содержится в значительных количествах от 1до 200 мгл.
Содержание аммония изменяется от 0,005 до 9 мгл. Жесткость воды изменяется
от 70 до 380 мг-эквл. Воды очень жесткие горячие 37-50 °С. Плотность вод
изменяется от 1,017 до 1,049 гсм3. Микрокомпоненты в водах
продуктивных отложений присутствуют в незначительных количествах.
Анализ данных по гидродинамике свидетельствует о хороших
фильтрационных свойствах коллекторов. Совокупность данных по
гидрогеологии района месторождения позволяет предположить
упруговодонапорный режим работы залежей.
Пластовые воды верхних водоносных комплексов могут быть
использованы для организации орошаемого земледелия, водоснабжения
и обводнения пастбищных территорий, а также для технических целей.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая история и современное состояние разработки

Структура Коныс была подготовлена к поисковому бурению в 1987 г., а в
1988 г. оно было начато. Первый приток газа был получен в 1989 г. в
скважине №-1 из отложений арыскумского горизонта. Всего на месторождении
пробурено 26 скважин, из которых семь поисковых (№13,7,9,11,12,13)
и девятнадцать разведочных (№5, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24,
26, 27, 28, 29, 30, 32, 33).
В 1994 году был подписан Договор между Правительством
Казахстана и ТОО СП КуатАмлонМунай (далее СП КАМ) О разработке
нефтегазовых месторождений Коныс и Бектас. В 1995 году СП КАМ получило
Лицензию на геологическое изучение, доразведку и добычу углеводородов на
месторождение Коныс. В 1995 году были защищены запасы месторождения Коныс в
ГКЗ Казахстана. Однако в связи с недостаточной изученностью месторождения
было принято решение начать с пробной эксплуатации. Для чего в 1996 году СП
КАМ подготовило Проект пробной эксплуатации месторождения Коныс.
В 1996 году Проект пробной эксплуатации был утвержден Центральной
комиссией по разработке Министерства нефти и газа Казахстана.
В результате были приняты основные технологические положения
вариантов пробной эксплуатации месторождения, предусматривающие выделение
одного эксплутационного объекта - залежи M-II горизонта,
расположенного на северном куполе залежи.
На данном горизонте имеются поисково-разведочные скважины,
техническое состояние которых позволяет быстро ввести их в эксплуатацию.
Пробная эксплуатация залежей проводится с пользованием
поисково-разведочных скважин, а также путем бурения дополнительных,
опережающих скважин.
Для пробной эксплуатации залежи M-II горизонта предусматривается
бурение 21 опережающей скважины (№№100-120). На северном участке залежи
из размещенных по площадной 9й точечной схеме расположения скважин с тем,
чтобы сформировать в дальнейшем, при промышленной разработке на
этом участке полноценную систему заводнения и иметь возможность
последующего расширения процесса разработки до промышленного
масштаба. Выбор ячеек нагнетательных скважин может корректироваться в
процессе проведения пробной эксплуатации участка залежи.

2.2 Обоснование расчетных вариантов разработки

На месторождении Коныс имеющие промышленное значение залежи
установлены в верхненеокомских и верхнеюрских отложениях. В
верхненеокомских отложениях установлены две газоносные залежи М-0-1 и M-0-
II, в отложениях арыскумского горизонта выделена нефтегазовая залежь M-II,
в отложениях верхней юры выделены нефтяные горизонты Ю-0-1 и Ю-0-2.
Из выявленных в разрезе месторождения Коныс залежей наибольший по
запасам нефти - 0.90% и свободного газа -0.55% является залежь M-II
горизонта, имеющая сложное геологическое строение. По величине запасов,
запасы нефти и газа имеют промышленное значение.
Гидродинамическое взаимодействие газо- нефте и водонасыщенных
зон в процессе разработки создает трудности при извлечении нефти и газа из
недр. При определении очередности выработки запасов нефти и газа из
нефтегазовых залежей предпочтительнее разработка запасов нефти. Это
связано с тем, что степень извлечения свободного газа практически не
зависит от последовательности выработки нефтенасыщенных или газонасыщенных
зон. В то время как извлечение нефти из оторочки существенно зависит
от последовательности ввода зон, и при опережающей добыче газа из газовой
шапки часть нефти безвозвратно теряется. Как свидетельствует опыт
разработки нефтегазовых залежей, нефтеотдача пласта при опережающей
выработке газовой шапки достигает только 10-20%, т.е. равна нефтеотдаче при
самом невыгодном режиме эксплуатации пластов - режиме
растворенного газа. Высокая газоотдача (90% и более) может дуть получена
как при опережающей выработке газа из газовой шапки (за счет
вытеснения газа нефтью при весьма благоприятном соотношении их
подвижностей), так и при опережающей выработке нефти (в условиях газового
режима эксплуатации газовой шапки).
При осуществлении опережающей разработки нефтяной зоны, газ газовой
зоны должен надежно консервироваться до конца разработки нефтяной оторочки.
Залежь M-II горизонта имеет узкую подгазовую зону и большой объем
газовой шапки. Для разработки залежей с таким геологическим строением более
целесообразной является система барьерного заводнения, получившая широкое
распространение в отечественной и зарубежной практике. При
реализации барьерного заведения создается устойчивый гидродинамический
барьер изолирующий газовую шапку от нефтенасыщенной части залежи, что
позволяет осуществлять самостоятельную разработку последней. После
полного разбуривания барьерного ряда нагнетательных скважин и ввода
их в эксплуатацию можно самостоятельно разрабатывать газовую шапку залежи.
В связи с этим до начала промышленной разработки месторождения
необходимо провести пробную эксплуатацию наибольшей по запасам
залежи.
В период проведения пробной эксплуатации запланировано проведение
всесторонних гидродинамических и геофизических исследований, по результатам
проведения которых должны быть оценены эксплуатационные возможности
скважин и залежи. Полученные данные должны быть положены в основу
при проектировании техсхемы разработки.
Применительно к выделенному объекту разработки пробная эксплуатация
проводится для изучения режима работы залежи; а также оценки потенциала
упругой энергии пластовой системы:

• исследования продуктивной характеристики залежи по данным
длительной эксплуатации скважин на различных режимах;
• изучения охвата процессом дренирования и состояния вскрытого
продуктивного интервала во времени, в связи с возможностью выпадения
парафина;
• изучения эксплуатационной характеристики скважин и установления
устойчивых величин дебитов;
• уточнения продуктивности добывающих скважин и оптимальной депрессии на
продуктивные пласты;
• наблюдения за устойчивостью призабойной части пласта в условиях
слабосцементированных коллекторов при различных режимах эксплуатации
скважин;
• оценки проблем связанных с эксплуатацией скважин и добычей нефти;
• исследования изменения состава и физико-химических свойств пластовых
жидкостей и газа при разработке;
• осуществления ранней добычи нефти из месторождения путем быстрого
ввода в пробную эксплуатацию разведочных скважин №№ 11, 13, 14;
• изучение возможности бурения наклоннонаправленных скважин.

Пробная эксплуатация уменьшает технический и экономический
риск проведения полномасштабной разработки месторождения.
Таким образом, на основании изученности величины запасов сложности
геологического строения, технического состояния поисково-разведочных
скважин проектируется пробная эксплуатация участка залежи М-Н,
расположенного на северном куполе залежи.
Объекты для пробной эксплуатации выделяются на основе анализа
геологического строения залежей и величины сосредоточенных в них
запасов. На основании изученности величины запасов сложности геологического
строения, а также технического состояния поисково-разведочных скважин
проектируется пробная эксплуатация участка нефтегазовой зоны залежи M-II
горизонта, расположенного на северном куполе залежи.
На данном горизонте имеются поисково-разведочные скважины,
техническое состояние. которых позволяет быстро ввести их в эксплуатацию.
Пробная эксплуатация залежей проводится с использованием
поисково-разведочных скважин, а также пут( бурения дополнительных,
опережающих скважин.
Для пробной эксплуатации залежи M-II горизонта предусматривается
бурение 21 опережающей скважины (№№101 120). На северном участке залежи из
размещенных по площадной 9й точечной схеме, расположения скважин с тем,
чтобы сформировать в дальнейшем, при промышленной разработке на этом
участке полноценную систему заводнения и иметь возможность последующего
расширения процесса разработки, промышленного масштаба. Выбор ячеек
нагнетательных скважин может корректироваться в процессе проведения
пробной эксплуатации участка залежи.
Количество опережающих скважин определялось с учетом достаточности
для проведения пробной эксплуатации залежи II горизонта и необходимости
изучения геологического строения продуктивных пластов, а также
финансовых возможностей инвестора.
Скважины размещены в пределах внутреннего контура газоносности и 4-х
метровой изопахиты в водонефтяной зоне, являющейся минимальной
нефтенасыщенной толщиной для размещения добывающих скважин.

Порядок разбуривания месторождения.

Порядок бурения опережающих добывающих скважин выбран с учетом
производственных мощностей организации, осуществляющей разбуривание
площади, а также удобства обустройства скважин.
Начало бурения июль 2002 г. Существующие
производственные мощности компании позволяют бурить течение месяца одну
скважину, т.е. во второй половине 2002г бурится 6 скважин, в первом
полугодии 2003 г – 8 скважин, во втором полугодии - 7 скважин.
Опережающие скважины после бурения и проведения гидродинамических
исследований вводятся в пробную эксплуатацию.

Порядок ввода скважин в пробную эксплуатацию.
Ввод скважин в эксплуатацию по годам
предусматривается в следующем порядке:

• третий квартал 2002 года - ввод в пробную эксплуатацию поисково-
разведочной скважины №14 и пробную эксплуатацию после проведения
исследований 2 скважин (100,101).

• четвертый квартал 2002 года - ввод в пробную эксплуатацию после
проведения исследований 3-х скважин из пробуренных (№№102, 103, 104,
105). Одна из скважин после проведения исследований вводится под
закачку (предположительно скважина 101).

• первый квартал 2003 года - ввод в пробную эксплуатацию скважины
№11 и пробную эксплуатацию после проведенных исследований 3-х
скважин из пробуренных №№106, 107, 108, 109. Предположительно скважина
№-107 переводится под закачку.

• второй квартал 2003 года - ввод в пробную эксплуатацию 3-х скважин из
пробуренных №№110, 111, 112, 113. Одна скважина, предположительно
скважина №-113, из пробуреных после проведения исследований вводится
под закачку.

• третий квартал 20.03 года - ввод в пробную эксплуатацию разведочной
скважины №-13 и 3-х скважин из пробуренных №№114, 115,116,117 после
проведения запланированных исследований.

• четвертый квартал 2003 года - ввод в пробную эксплуатацию 3-х скважин
№№118, 119, 120. Одна из пробуренных скважин, предположительно
скважина №-119 вводится под закачку.

2.3 Состояние исследовательских работ на месторождении
Коныс

Исходя из цели пробной эксплуатации выделенного участка залежи M-II
горизонта следует предусматривать надежный контроль за изменением
технологических параметров работы скважин и промысловых характеристик
пластовой системы в течение всего времени реализации проекта. В связи с
этим приводится минимально необходимый объем исследовательских работ:

1) Изучение режима работы продуктивной толщи по данным длительной
эксплуатации скважин.
Важнейшим критерием рациональности разработки залежи является
расход естественной пластовой энергии на единицу добычи нефти,
который контролируется следующими характеристиками:

• снижение пластового давления на единицу добычи нефти;
• динамика газового фактора;
• изменение профиля притока нефти.

В соответствии с этим необходимо организовать контроль за
изменением забойного давления, пластового давления, температуры и
газового фактора при длительной работе скважин на постоянном штуцере;
на каждом установившемся режиме проводить исследование притока
дебитомером.

2) Изучение дебитной характеристики скважин. Определить характер
устойчивости дебитов скважин при различных режимах работы. Контроль за
выносом мехпримесей для оценки устойчивости коллекторов.

Для оценки текущей продуктивности скважин в конце каждого периода
эксплуатации на одном штуцере проводится гидродинамическое исследование
скважин методом установившихся отборов. Таким образом, будет
возможность сравнения длительных и кратковременных режимных
характеристик продуктивной толщи.

3) Лабораторные исследования пластовых флюидов.
Организовать периодический отбор глубинных поверхностных проб
добываемого флюида (нефть, газ, вода) для определения по ним стандартных
характеристик:

• давления насыщения нефти газом и газосодержания;
•объемный коэффициент нефти;
•плотность нефти в пластовых и стандартных условиях;
•вязкость нефти в пластовых и стандартных условиях;
•фракционный состав нефти;
•состав попутного газа, его плотность;
•наличие в пробах механических примесей;
•минеральный состав воды.

В соответствии с вышеизложенным предлагается следующая программа
исследовательских работ в скважинах M-II горизонта. Скважины 11, 13, 14,
перед пуском в эксплуатацию на залежь М-II исследуются, в скважине №-33
проводятся ремонтные работы. При положительном исходе их, скважина
исследуется и вводится в работу по аналогичной программе. В случае
существенного ухудшения первоначальной, продуктивной характеристики скважин
разрабатывается и осуществляется специальная программа
восстановления продуктивности. Если продуктивность разведочных скважин
сохранилась, пускают скважины в длительную (1 месяц) эксплуатацию на
постоянном режиме. Если продуктивность скважины №-33 не будет
восстановлена, на ее месте при осуществлении разработки должен буриться
дублер.
В конце месячной эксплуатации проводятся режимные исследования
скважины со сменой штуцеров в следующем порядке:

диаметр штуцера = 3 мм = 5 мм == 7 мм = 9 мм

В конце режимных исследований скважины останавливаются
для снятия кривой восстановления давления.
В пробуренных опережающих эксплуатационных скважинах проводятся
режимные исследования с целью определения продуктивной характеристики и
соответствия ее расчетным Данным, в конце режимных исследований
скважины останавливают для снятия кривой восстановления давления.
Скважины оборудуются породоуловителем и осуществляется периодическое
зондирование забоя с целью обнаружения выноса породы и пробкообразования.
При обнаружении аномалий в продуктивности скважин в лериод
эксплуатации на постоянных штуцерах, при резком Росте газового фактора,
появлении воды в продукции скважин и т.п. непредвиденных
обстоятельствах, скважины в обязательном порядке останавливают
(без глушения). Выполняется комплекс необходимых исследований
(перечислены выше). Анализируются причины аномалий и принимаются решения о
дальнейшей пробной эксплуатации.
Наряду с указанными специальными исследованиями, предусматривается
снятие двух профилей притока в период работы скважин на штуцерах малого и
большого диаметров с целью определения работающих пропластков при разных
депрессиях и отбор глубинных проб пластовой нефти, с целью измерения
текущего пластового давления, определения температуры начала
кристализации парафина. И изменения физических
свойств и компонентного состава пластовой нефти.
Контроль за пробной разработкой месторождения Коныс должен
проводиться с целью получения информации, необходимой для пробной
эксплуатации и оптимизации осуществляемого процесса.

Контроль за процессом разработки включает в себя:

• контроль за динамикой изменения текущей и накопленной добычи нефти,
газа и воды с целью оптимизации режима работы скважины;

• контроль за изменением пластового давления залежи, забойного,
буферного и затрубного давлений скважины;

• контроль за изменением физико-химических свойств добываемых
жидкостей и газа в пластовых и поверхностных условиях;

• контроль за эффективностью геолого-технических мероприятий с целью
регулирования пробной разработки и интенсификации работы скважин.

Для контроля за ходом процесса пробной эксплуатации необходимо
проводить систематические исследования, которые сопровождаются
периодическими замерами дебитов продукции, обводненности, давления
пластового, забойного, буферного и затрубного, отбором проб и т.д.
Индивидуальные коллектора от скважины до нефтесборного пункта позволяют
переключать каждую скважину на замер дебита нефти, газа и воды на установку
находящуюся на нефтесборном пункте.
Гидродинамические исследования скважин осуществляются не менее чем
на трех установившихся режимах. Гидродинамические исследования
скважин на каждом штуцере следует проводить при установившемся режиме
работы пласта, продолжительность установления давления на режиме уточняется
в процессе исследований. На каждом режиме снимать не менее двух замеров
забойного давления и температуры.
Планируемый комплекс геолого-промысловых исследований, представлен в
таблице 1. Данный комплекс составлен в соответствии с действующей в отрасли
"Инструкцией по гидродинамическим исследованиям ..." РД 39-3-593-81.
В процессе бурения опережающих скважин, проводится комплекс геолого-
геофизических исследований включающий ГН, НК, кавернометрию, СП, КС, (N
0.5. М 2.0). А также работы по отбору керна в скважинах(№103, 108, 116)
и изучению литолого-физических свойств (пористость, проницаемость,
плотность, гранулометрический анализ) коллекторов горизонтов.
При испытании новых скважин производится отбор пластовых и
поверхностных проб нефти. Физико-химические исследования проводятся по
направлениям:

• химический анализ глубинных проб нефти и газа;
• химический анализ поверхностных проб нефти и газа;
• термодинамические исследования пластовой нефти;
• исследование температуры кристаллизации парафина.

Таблица 1- Месторождение Коныс. Комплекс геолого-промысловых исследований

№ Виды исследований в расчете на одну Периодичность
пп скважину исследований
1 Замер дебитов нефти, жидкости, газа, 1-2 раза в неделю
буферного и затрубного давления.
2 Определение обводненности продукции 1 раз в день
3 Исследование методом установившихся 1 раз в месяц
отборов (не менее чем на 3 режимах) с
построением индикаторных диаграмм и
определением коэффициента продуктивности
и оценки величины гидропроводности
4 Исследование методом восстановления 1 раз в месяц
давления с определением коэффициента
гидропроводности пласта и количесткенной
оценки коэффициента продуктивности и
коэффициента гидродинамического
совершенства скважин.
5 Исследования профиля притока. 1-2 раза за период
пробной эксплуатации
6 Определение забойного давления и 1 раз в месяц
пластовой температуры
7 Отбор проб и химический анализ пластовой 1 раз в 3 месяца
воды
8 Отбор глубинных проб нефти и 1 раз в 3 месяца
физико-химический анализ нефти и газа

2.4 Методы воздействия на призабрйную зону скважин (ПЗС)

Целесообразность применения новых методов повышения
нефтеотдачи на месторождении Коныс обосновывалась исходя из
требований "Регламента на составление проектов и технологических схем
с применением новых методов повышения нефтеотдачи".

2.4.1 Воздействие на ПЗС гидроразрывом пласта (ГРП)

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество
жидкости разрыва — передача с поверхности на забой скважины энергии,
необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей
трещины.
В связи с низкими коллекторскими свойствами на юге месторождения в
опытно-промышленной разработке необходимо опробовать методы воздействия
на призабойную зону (гидроразрыв пласта) с целью увеличения дебитов
скважин. По результатам проведения гидроразрыва в двух-трех скважинах,
после сравнительного анализа эффективности вертикальных и вертикальных
скважин с гидроразрывом, будет принято решение о целесообразности
дальнейшего его применения в промышленных масштабах.
Сбор и анализ первичной информации является важнейшим элементом в
подготовке программы по гидроразрыву. Данные, необходимые для подготовки
ГРП, можно подразделить на три группы:

• геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость,
насыщенность, пластовое давление, положение водонефтяного
контакта, петрография пород);
• характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное
горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность
жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);
• свойства жидкости разрыва и проппанта.

Для выявления качественных изменений, происшедших в скважине после
гидроразрыва, следует периодически замерять дебит нефти и газа,
обводненность и т.д.
Для более полного представления о длительности эффекта в скважине при
последующей ее эксплуатации, помимо замеров дебита нефти и газа,
необходимо периодически (один раз в квартал) проводить
исследования по изучению динамики коэффициента продуктивности.
С учетом технологических и экономических факторов, и результатов
этой оценки, необходимо провести сравнительный анализ эффективности
вертикальных скважин и вертикальных скважин с гидроразрывом.
Наряду с проведением опытных работ по гидроразрыву по другим
добывающим скважинам, необходимо проведение глубокого анализа результатов
эксплуатации скважин для выбора основного варианта промышленной разработки
месторождения. Во всех случаях выбор между проектированием
вертикальных скважин и вертикальных скважин с ГРП осуществляется на
основе оценки экономической эффективности той или иной технологии.
Наиболее высокая эффективность ГРП может быть достигнута при
проектировании его применения как элемента системы разработки с учетом
размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях
обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения
ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому
необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины
вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин,
конкретного распределения неоднородности пласта, энергетических
возможностей, объекта и др. Такой анализ возможен только на основе
трехмерного математического моделирования процесса разработки объекта в
целом с использованием адекватной геолого-промысловой модели, выявляющей
особенности геологической неоднородности объекта. С помощью компьютерной
модели процесса разработки с применением ГРП можно оценить
целесообразность проведения ГРП, влияния гидроразрыва на нефтеотдачу и
темпы выработки запасов, выявить необходимость повторных обработок и
т.п. При промышленной реализации ГРП предварительно необходимо
составление проектного документа, в котором была бы обоснована технология
ГРП увязанная с системой разработки залежи в целом. При проведении ГРП
необходимо предусмотреть комплекс промысловых исследований на
первоочередных скважинах для определения местоположения,
направления и проводимости трещины, что позволит внести
корректировку в технологию ГРП с учетом особенностей каждого
конкретного объекта. Необходим систематический авторский надзор
за внедрением ГРП, что позволит принимать оперативные меры для повышения
его эффективности.
Факторами, определяющими успешность ГРП, являются
использование технологии гидроразрыва, оптимальной для данных условий,
и грамотный подбор скважин для обработки.
Таким образом, было рассмотрено:

• Для северного блока месторождения - 4 варианта, отличающихся
применяемыми методами ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.