CC BY
1
Допустим, у нас есть следующие данные: к = 100 мД (миллидарси),
дР/дх = 0.1 МПа/м. Мы можем использовать эти данные для расчета притока жидкости д: ц= -100 X 0.1 = -10 т3/с
Таким образом, приток жидкости через пласт составляет 10 м3/с. Отрицательное значение означает, что жидкость движется в направлении уменьшения давления (обычно от мест с более высоким давлением к местам с более низким давлением).
Список использованной литературы:
1. П.Н. Страхов. Неоднородность нефтегазоносных отложений и методы ее моделирования. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Москва-2012 г.
2. https://cyberleninka.ru/article/n/vliyanie-neodnorodnosti-plasta-na-effektivnost-razrabotki-mestorozhdeniy
© Бердимырадова О.О., Какаев Ы.Я., Оразмухаммедова О.Г., 2024
УДК 55
Иламанов Т.,
Кандидат геолого-минералогических наук, Главный научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа Государственного концерна «Туркменгаз», Ашхабад, Туркменистан Аннамырадов Б., Начальник отдела геологии, добычи нефти и газа Акционерного Общества Закрытого Типа «Туркменская Национальная Нефтегазовая Компания»
Ашхабад, Туркменистан Мырадова Г., Заведующая лабораторией, Научно-исследовательский институт природного газа Государственного концерна «Туркменгаз», Ашхабад, Туркменистан
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В МИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ГОГЕРЕНДАГ-ЭКЕРЕМСКОЙ ЗОНЫ ЮГО-ЗАПАДНОГО ТУРКМЕНИСТАНА
Аннотация
Добыча нефти в Юго-Западного Туркменистане осуществляется из красноцветных отложений плиоцена. Поскольку запасы нефти в красноцветных отложениях истощаются, возникает необходимость вскрытие бурением более глубокозалегающих миоценовых отложений.
Ключевые слова:
добыча нефти, миоценовые отложения, пласты-коллекторы, глубокая скважина,
геофизические исследования.
Успешное осуществление добычи нефти из красноцветных отложений плиоцена поисково-разведочных работ невозможно без своевременного решения некоторых специфический геолого-технологических проблем. Одной из таких является исследование распределения аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) в разрезе. Значительная часть глубоких скважин трудно достигают сегодня свои проектные глубины в миоценовых отложениях, из-за проявлений АВПД. Во-избежание осложнений, буровики максимально увеличивают плотности используемого промывочного раствора. При этом, отсутствие результатов прямого манометрического замера пластовых давлений приводить к чрезмерному переутяжелению промывочной жидкости. Происходит загрязнение пород-коллекторов в призабойной зоне.
Это в свою очередь отрицательно сказывается на результате испытания скважин, пласты-коллекторы часто оказывается «сухими». Более того, в составления проектов бурения следующих скважин, при определении плотности используемого промывочного раствора исходят из показателей первой пробуренной скважины. Таким образом, ошибки, допущенные в первой скважине, повторяются «но замкнутому кругу».
В связи с вышеизложенными возникает необходимость надежного прогнозирования глубины залегания и величины пластовых давлений, и их оценка создает условия для гибкого балансирования давлений в системе скважина-пласт, позволяет разбуривать продуктивные пласты без репрессии, с экономит дорогостоящие промывочное растворы. В технологии глубокого бурения сохранения равновесии между давлениями, создаваемыми столбом промывочного раствора и пластового флюида обеспечивают повышению технологических показателей глубокого бурения и самое главное, получения положительных результатов при испытании скважин.
Как известно все методы прогнозирования АВПД по данным геофизических исследования скважин (ГИС) основаны на исследования глинистых пород-покрышек, поскольку их поровые давления отражают значения пластовых давлений в нижезалегающих породах-коллекторах. Нами определения, аномально-высоких поровых давлений глинистых покрышек по данным геофизических исследования скважин по методу электрометрии осуществлены, по всем скважинам Гогерендаг-Экеремской зоны, где вскрыты миоценовые отложения: площадь Акпатлавук скважины №№40, 103; площадь Восточный Экерем скважины №№1, 2; площадь Кемер скважина №1; площадь Небитлидже скважина №1; площадь Западное Небитлидже скважина №1; площадь Южное Небитлидже скважина №1; площадь Герчек скважина №1; площадь Северный Назар-Экерем скважина №1; площадь Миессер скважина №6; площадь Шатут скважина №15; площадь Восточная Гамышлыджа скважина №1; площадь Чукуркуйы скважина №3; площадь Сетдар скважина №7А.
В результате по каждой из перечисленных скважин составлены таблицы, где приводиться поинтервальное рассчитанные по методы ГИС значения поровых давлений глин, если имеются результаты опробования, то замеренные значения пластовых давлений коллекторов, плотности использованного промывочного раствора и создаваемое ими давления, наконец производиться сравнительный анализ между нами. В качестве примера, в статье проводится таблица по скважине №103 площади Акпатлавук (табл. 1), поскольку по этой скважине имеется результаты прямого (манометрического) замера пластового давления в коллекторах. В конечной графе таблицы (см. табл. 1) проводится разницы между поровыми давлениями глин, пластовыми давлениями коллекторов (если имеются результаты опробования) и
давлениями, создаваемыми плотностью использованного промывочного раствора. Это очень важный показатель, который полностью характеризует условия бурения скважины.
Буровые организации работают в соответствии с проектами на бурение глубоких скважин. При этом проекты составляются согласно технологическим правилам, где разрешаются превышения давления, создаваемого плотностью промывочного раствора над пластовыми давлениями, только лишь на 40 кгс/см2 использование более высокой плотности промывочного раствора приводит к большим репрессиям на пласты, т.е. фильтраты тяжёлого бурового глубоко проникают в пласты-коллекторы и происходит их загрязнения, дальнейшее испытание скважин результатов не дает. С этой точки зрения, анализ составленных нами таблиц показывает большие разности между значениями поровых давлений глин и давлениями, создаваемыми плотностью использованного промывочного раствора. Например, площадь Восточной Экерем скважина №1 +147 кгс/см2; скважина №2 +117 кгс/см2; площадь Южное Небитлидже скважина №1 +128 кгс/см2; площадь Шатут скважина №15 +116 кгс/см2 и т.д. Только лишь по двум объектам: площади Акпатлавук №103 и Западное Небитлидже скважина №1 рассчитанные по ГИС значения поровых давлений в коллекторах, замеренных в результате опробование скважин хорошо совпадают (см. табл. 1). Это еще раз показывает достоверность методики расчета поровых давлений глин по данным геофизических исследования скважин (ГИС) по методике «кривых нормально уплотненных глин». Таким образом, проведённые исследования и полученные результаты по скважинам, вскрывшим миоценовые отложения позволяет построить схему распределения пластовых (поровых) давлений по сарматскому ярусу миоценовых отложений Гогерендаг-Экеремской зоны (рис. 1)
В свою очередь данная схема позволит достоверно проектировать параметров используемого промывочного раствора и оптимально вскрыть продуктивные горизонт в миоценовых отложениях в поисково-разведочных скважинах Гогерендаг-Экеремской зоны.
Таблица 1
Результаты оценки АВПоД в глинистых покрышках по данным ГИС (электрометрия) в разрезе скважины №103 Акпатлавук
№/№ Глубина изучаемого интервала, м Поровое давление в глинистых покрышках, кгс/см2 Коэффициент аномальности порового давления, Ка=Ран./Рнорм. Измеренные или расчетные пластовые давления в коллекторах кгс/см2
1 2 3 4 5
1. 3820 801 2,09 -
2. 3900 816 2,09 -
3. 4020 857 2,13 -
Коэффициент аномальности пластового давления, Ка=Ран./Рнорм. Плотность бурового раствора для оптимального бурения скв., (Согласно ЕТП), г/см3 Плотность использованного промывочного раствора при бурении скв., г/см3 Давление, создаваемое плотностью бурового раствора., кгс/см2 Разница между пластовым (поровым) давлением и давлением, созданным буровым раствором., кгс/см2
6 7 8 9 10
- 2,19 2,24 855 +54
- 2,19 2,24 873 +57
- 2,23 2,24 900 +43
Рисунок 1 - Схема распределения пластового давления по сарматскому ярусу
миоценовых отложений
Список использованной литературы:
1. По рабочим отчетам
© Иламанов Т., Аннамырадов Б., Мырадова Г., 2024
