Определение характеристик пластов в эксплуатационных скважинах месторождения Ащисай

Пономарева Марина Викторовна; Пак Дмитрий Юрьевич; Сагиндыков Кайрат Исламитдинович

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №5/2016 ISSN 2410-700X_

ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ

УДК 550.83

Пономарева Марина Викторовна

к.т.н., доцент КарГТУ.

E-mail: mv_ponomareva18@mail.ru Пак Дмитрий Юрьевич к.т.н., КарГТУ.

E-mail: Pak_kargtu@mail.ru Сагиндыков Кайрат Исламитдинович магистрант гр. ГФМ-14, КарГТУ. г. Караганда, Республика Казахстан

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЩИСАЙ

Аннотация

Приведены результаты исследований, проведенных комплексом ГИС в эксплуатационной скважине нефтяного месторождения Ащисай. Исследования проводились в работающей и остановленной скважине. По результатам интерпретации выделены работающие интервалы, заколонные перетоки.

Ключевые слова

Эксплуатационная скважина, термометрия, барометрия, резистивиметрия, влагометрия, работающие интервалы, заколонные перетоки

Месторождение Ащисай в административном отношении находится в Теренозекском районе, Кызылординской области, Республики Казахстан. Ащисайская структура представляет собой среднее по размерам брахиантиклинальное поднятие с двумя вершинами. По результатам поисковых работ на Ащисайском месторождении выявлена пластовая сводовая залежь в арыскумском горизонте неокома (М-II) и две пластовые тектонически экранированные залежи в верхнеюрских отложениях [1, с. 147]. На дату первого оперативного подсчета запасов по данным сейсморазведки предполагалось наличие единой залежи нефти в пределах обширной антиклинальной структуры. По данным последующего разведочного бурения были выявлены шесть изолированных купола к которым приурочены шесть залежей нефти. Места притоков жидкостей в скважину устанавливают методами сопротивления, термическим, фотоэлектрическим и.т.д [2, с.15,16].

Определение профиля притока и заколонных перетоков проводилось в скважине №Х6.

В скважине для решения поставленных задач были выполнены следующие исследования:

1. В работающей скважине: термометрия, барометрия, резистивиметрия, влагометрия, СТД (термоиндикатор притока), гамма-каротаж, локатор муфт в масштабе 1:200, в интервале 1170.0-1218.0 м.

2. В остановленной через 1 и 2 часа скважине: термометрия, барометрия, резистивиметрия, влагометрия в масштабе 1:200, в интервале 1170.0-1218.0 м.

По результатам интерпретации можно сделать следующие выводы:

1. Максимальная глубина прохождения скважинных приборов с учетом мертвой зоны составила 1218,0 м. По кривой локатора муфт башмак НКТ отмечается на глубине 1202,2 м, перфорация подтверждается в интервалах 1211,0-1217,0 м.

2. Измерения проводились в двух режимах: статическом и режиме работы скважины. В статическом

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №5/2016 ISSN 2410-700X_

режиме давление и температура в кровле перфорации, соответственно, 115,0 атм и 53,4 0С , на забое, соответственно, 115,4 атм и 53,3 0С.

3. В динамическом режиме давление и температура в кровле перфорации, соответственно, 113,0 атм и 53,2 0С, на забое соответственно 113,4 атм и 53,3 0С.

4. По кривым скважинного термокондуктивного дебитомера (СТД) и высокочувствительного термометра (ВЧТ) выделяюся работающие интервалы: 1212,8-1213,2 - (нефть); 1213,9-1214,1 - (нефть); 1215,2-1215,6 - (нефть). В исследуемом интервале заколонные перетоки не выявлены.

Таблица 1

Результаты исследований по скважине №Х6

Параметры Участвующие методы Результат

1. Максимальный доход прибора, м Локатор муфт 1218,0

2. башмак НТК,м Локатор муфт 1202,2

3. Интервалы перфорации, м заявленные 1211,0-1217,0 фактические 1211,0-1217,0

4.Общий дебит (в режиме работы струйного насоса), м3/ч РГД, СТД 2,5

Статика

5. Давление по манометру Глубина, м Значение

в кровле перфорационных отверстий 1211,0 115,0

на забое 1218,0 115,4

6. Температура по ВЧТ, 0С

в кровле перфорационных отверстий 1211,0 53,4

на забое 1218,0 53,3

Динамика

7. Давление по манометру, атм Глубина,м Значение

в кровле перфорационных отверстий 1211,0 113,0

на забое 1218,0 113,4

8. Температура по ВЧТ, 0С

в кровле перфорационных отверстий 1211,0 53,0

на забое 1218,0 53,3

9. Исследования потока и состава жидкости в стволе

Интервалы перфорации, м Работающие интервалы, м Состав флюида поступающего в скважину Коэффициент охвата,%

1211,0-1217,0 1212.8-1213,2 1213.9-1214,1 1215,2-1215,6 Нефть Нефть Нефть 16,7

Рисунок 1 - Определение профиля притока и заколонных перетоков

Список использованной литературы:

1. Шахабаев Р.С., Кульжанов М.К., и др. тектоническое развитие и нефтегазоносность Южно-Торгайского бассейна. Алматы, НИЦ <^ылым» 2004, с. 147

2. Геофизические исследования и работы в скважинах: в 7т. Т.3. Исследования действующих скважин/Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин, Уфа, Информреклама, 2010, с. 15,16

Текст научной работы на тему «Определение характеристик пластов в эксплуатационных скважинах месторождения Ащисай»