Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-геофизическое обоснование проекта строительства горизонтальной скважины

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геофизическое обоснование проекта строительства горизонтальной скважины"

на правах рукописи

КХАЛАФ АХМАД МАОЛУД

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАЯРА)

Специальность 25.00.10 - «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2005 г.

Работа выполнена в Российском Государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина на кафедре Геофизических информационных систем.

Научные руководители:

доктор технических наук, профессор В.Д. Неретин,

доктор технических наук, профессор В.В. Стрельченко.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор А.З. Левицкий

Кандидат геолого-минералогических наук А.В. Дахнов

Ведущая организация:

ИГиРГИ

Защита диссертации состоится «3» А^рр 2005 г., в 15" часов в ауд. 523 на заседании диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Ленинский проспект, д. 65, Москва, В-296 ГСП-1, 119991,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан <(2£» /^а^Т'/Х. .2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Л П. Петров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы диссертационной работы. Актуальность диссертационной работы определяется необходимостью эксплуатации значительных запасов тяжёлой нефти с высокой вязкостью, находящейся во многих залежах месторождений Ирака. В качестве примера выбрано месторождение Каяра, которое содержит большие запасы нефти в третичной залежи, где прогнозируемый коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет всего 14%. В качестве основного средства повышения КИН рассмотрена возможность использования технологии горизонтальных скважин, которая в настоящее время является одной из наиболее перспективных. Особую эффективность эта технология приобретает для залежей со сложным строением, к которым и относится месторождение Каяра.

Тема работы была утверждена Иракским министерством нефтяной промышленности в связи с необходимостью увеличения использования горизонтальных скважин (ГС) для разработки иракских месторождений нефти. Потребность в бурении горизонтальных скважин возрастает в связи с проблемой добычи нефти из коллекторов с низкой проницаемостью.

После того, как были получены положительные результаты использования технологии горизонтального бурения, данная технология заинтересовала министерство нефтяной промышленности Ирака, в частности стала использоваться на месторождении Салах-Ал-Дин, где сразу же увеличились объемы добычи газа из песчаного пласта Хабоор.

Характеристики продуктивных пластов многих месторождений Ирака удовлетворяют общепризнанным критериям применения технологии горизонтальных скважин в мире. Учитывая, что национальная нефтяная промышленность Ирака в настоящее время не располагает достаточным опытом в области теории и практики данной технологии, эта проблема является предметом диссертационного исследования.

Целью диссертационной работы является разработка геолого-геофизического обоснования строительства горизонтальной скважины на основе комплекса геолого-геофизических данных.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ и обобщение опыта России и мира по реализации технологии бурения горизонтальных скважин,

2. Построениетеолого-геофизической модели месторождения Каяра.

3. Обоснований геолого-геофизического обеспечения бурения ГС на примере месторождения Каяра.

4. Разработка' технологии строительства горизонтальной скважины на месторождении Каяра.

Указанные задачи решались путем: комплексной обработки и интерпретации данных ГИС по 8 вертикальным скважинам месторождения Каяра и построения геолого-геофизической модели; проведения теоретических исследований в области геолого-геофизических и геолого-технологических исследовании в процессе бурения горизонтальных скважин; проведения исследований в области проектирования и построения профиля горизонтальной скважины с учетом горно-геологических особенностей строения месторождения Каяра в Ираке.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем.

1. Разработана методическая схема геонавигационного обеспечения бурения горизонтальной скважины с учетом горно-геологических условий месторождения высоковязкой нефти Каяра в Ираке. В основе указанной методической схемы лежит иерархически упорядоченное использование данных разноуровневых исследований - сейсморазведки, геолого-технологическйх исследований, петрофизнческих исследований по керну и шламу, геофизических исследований скважин. 2. Разработан комплекс оперативных исследований в процессе бурения горизонтальных скважин, включающий детальный механический каротаж,

виброакустический каротаж, газовый каротаж и каротаж по шламу методами инфракрасной спектроскопии и электронного парамагнитного резонанса.

3. Построена геолого-геофизическая модель третичной залежи месторождения Каяра, позволившая обосновать траекторию горизонтальной скважины на месторождении высоковязкой нефти Каяра.

4. Разработан проект технологической схемы освоения месторождения высоковязкой нефти на примере месторождения Каяра в Ираке.

5. Проанализированный состав высоковязкой , нефти на месторождении Каяра свидетельствует о принципиальной возможности промышленной утилизации содержащегося в ней ванадия.

Практическая ценность полученных результатов состоит в следующем.

1. Созданная геолого-геофизической модель залежей высоковязкой нефти месторождения Каяра позволила выделить новый нетрадиционный объект добычи нефти на длительно разрабатываемом месторождении.

2. Впервые на основе комплексных геофизических и геолого-технологических исследований предложен оптимальный профиль горизонтальной скважины для освоения залежей высоковязкой нефти месторождения Каяра в Ираке.

3. Показана возможность комплексного использования добываемой продукции при эксплуатации залежей высоковязкой нефти в Ираке.

Достоверность результатов работы базируется на использовании теоретических основ интерпретации данных ГИС, применении современных методов компьютерного математического моделирования и использовании в расчетах экспериментальных данных.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы из 96 наименований и приложения. Содержит 146 страниц машинописного текста, 49 рисунков, 5 таблиц и 4 приложений.

Автор диссертации выражает искреннюю признательность своим научным руководителям д.т.н., профессору В.Д. Неретину и д.т.н., профессору В.В. Стрельченко' за постоянную помощь, внимание и поддержку при выполнении работы, д.г-м.н, профессору В.М. Добрынину, д.т.н., профессору А.З. Левицкому, д.г-м.н. профессору Г.М. Золоевой, преподавателям и

сотрудникам кафедры Геофизических информационных систем РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, которые оказали помощь в работе над диссертацией.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований.

В первой главе приведены общие сведения о геологическом строении месторождения Каяра. Изучение структурно-тектонических особенностей месторождения Каира показывает, что тектоническая структура месторождения Каяра, более или менее симметричная, представлена антиклиналью. Размеры антиклинали приблизительно 15 км в длину и 3.5 км в ширину. Ось структуры направлена с северо-запада на юго-восток, так же, как и в случае всех других структур северного Ирака.

Месторождение Каяра является одним из многих месторождений Ирака, имеющим трудно извлекаемые запасы нефти. Высокая вязкость нефти, низкое пластовое давление, неоднородный состав и изменение фильтрационно-емкостных свойства продуктивных отложений приводят к низкому извлечению нефти из коллекторов.

Месторождение Каяра содержит значительные запасы тяжелой нефти с высокой вязкостью находящиеся в третичной залежи. Третичная залежь приурочена к отложениям нижнего миоцена. Максимальная толщина продуктивных отложений 160 м. Продуктивная толща разделяется на два пласта. Верхний пласт называется Герб и его толщина достигает 50 м, а нижний пласт Евфрат 100 м. Между двумя этими пластами залегает пласт Дип, представленный неколекторами, толщиной около Юм.

Абсолютная отметка кровли третичной залежи колеблется в пределах от 75 до-125 м.

Коллекторами нефти и газа на месторождении служат известняки различной степени доломитизации с небольшим содержанием гипса. Плотные участки разреза представлены карбонатными породами с высокой степенью содержания гипса и чистым гипсом. Покрышками залежи служит ангидрит в кровле пласта Герб.

Первая разведочная вертикальная скважина была пробурена в 1931г. За период с 1931 по 1990г было пробурено более 90 вертикальных скважин.

До 2000 года геолого-геофизическое строение месторождения Каяра было изучено слабо из-за экономических трудностей и отсутствия интереса в добыче тяжелой нефти.

В комплекс геофизических исследований скважин на месторождении Каяра, проводимый фирмой «Шлюмберже», были включены следующие методы: метод естественной гамма-активности (ГМ), нейтронные методы (НМ), гамма-гамма плотностной метод (ГГМ-п), акустические методы (АМ), электрические методы и кавернометрия.

В связи с развитием новых технологий в последние годы наблюдается повышенный интерес к использованию горизонтальных скважин (ГС). Это связано с их потенциальными преимуществами перед вертикальными скважинами: повышенная производительность и более высокий коэффициент охвата пласта.

ГС требуют более тщательного подхода, начиная с проектирования, изучения геолого-геофизическими методами и до перехода в режим эксплуатации. Они' являются элементом современной технологии, предполагающей хорошее информационное обеспечение, в частности детальное знание геолого-геофизической ситуации.

Процесс получения информации из пробуренной ГС делится на три фазы: измерения в процессе бурения с целью принятия оперативных решений по управлению траекторией скважины и распознавания текущей

геологической ситуации; измерения после бурения с целью детального изучения геолого-геофизических свойств вскрытого пласта; измерения в процессе освоения и эксплуатации объекта. Данные фазы выполняются с помощью комплекса геолого-технологических исследований (ГТИ) и комплекса забойных телеметрических систем (ЗТС), (MWD & ЕМЮ).

Для геонавигационного обеспечения бурения ГС предлагается методическая схема (рис.1), основанная на использовании всей имеющейся информации, многоуровневой обработке данных и цикличности процесса геонавигации.

Рис. 1. Методическая схема геонавигационного обеспечения бурения ГС при разработке месторождения высоковязкой нефти.

При решении задачи построения горизонтальной скважины необходимо привлечение всей доступной информации, полученной при исследованиях предшествующих интервалов данной скважины и близко расположенных вертикальных скважин, а также данных других работ в регионе, Комплексное использование разноуровневой геолого-геофизической информации позволяет

построить статическую модель залежи высоковязкой нефти месторождения Каяра.

Построение динамической модели залежи подразумевает переход от измеренных в процессе бурения геофизических и технологических параметров к истинным геолого-геофизическим свойствам залежи. Затем на следующем этапе происходит сравнение динамической и статической модели, с учетом механических свойств Пород, режима и параметров бурения, технологии бурения, конструкции скважины, технических характеристик используемого бурового оборудования и инструмента (типоразмер долота, тип забойного двигателя и т. д.), физико-химических свойств промывочных жидкостей.

Таким образом, по результатам сравнения динамической и статической моделей залежи выявляются и формализуются взаимосвязи интерпретационных и регистрируемых параметров, позволяющие принять управленческие решения по изменению траектории скважины.

Вторая глава содержит описание основных этапов исследований при построении геолого-геофизической модели третичной залежи на месторождении Каяра.

Геолого-геофизическое моделирование - это одно из наиболее эффективных средств для обоснования принимаемых решений по управлению процессом разработки месторождения горизонтальными скважинами.

Геолого-геофизическая модель включает выделение коллекторов в третичной залежи, определение их минералогического состава, пористости, проницаемости, трещиноватости, нефтенасыщенности, эффективныех толщин и построение детального литологического разреза в зоне исследований.

Модель построена по данным интерпретации геофизических данных с привлечением результатов анализа керна.

При комплексной интерпретации ГИС были решены следующие задачи: 1. Расчленение разрезов скважин, составление литологических колонок с

выделением различных литотипов, в том числе коллекторов;

2. Выделение в разрезе скважины коллекторов нефти;

3. Определение коэффициентов пористости, нефтенасыщения для

выделенных продуктивных коллекторов;

4. Геологическая корреляция разрезов скважин.

Цитологический состав пород в разрезах скважин определен с помощью бланков (кросс-плотов) зависимостей величин плотности или интервального времени от коэффициентов нейтронной пористости для мономинеральных пород. На них наносились точки для изучаемой породы. Положение точки на кросс-плоте позволяло судить о возможном минеральном составе.

По сопоставлениям "нейтронная пористость - данные акустического метода" и "нейтронная пористость - плотность" можно судить о литологии пород, выявлять присутствие глин, ангидритов, гипсов и определять пористость.

С целью повышения точности определения литологии пород и исключения влияния заполнителя порового пространства на точность определения минерального состава пород необходимо построить МК-плот.

М= (ДТфл -ДТпУ(5„ -5фЛ)> №■ (Кп.фЛ-Кп.„)/(5„-5фл) (I).

Применение МК-плотов показало, что пласт Герб состоит из доломитизированного- известняка с высоким содержанием гипса, особенно в верхней и нижней частях пласта. Пласт Евфрат представлен доломитами различной пористости с минимальным содержанием или полным отсутствием гипсового и глинистого материалов. В некоторых пластах выявлено наличие ангидрита, особенно в кровле пласта Герб.

Кросс-плот нейтронная пористость - плотность (К|,.п-8п) (фирма «Шлюмберже») использован для определения коэффициента общей пористости в единицах пористости известняка.

Для определения коэффициента пористости и минерального состава пород третичной залежи использовались следующие соотношения: К„„= КГЯП|ЛУгипс"'' К„Ни\Уфд + К„ткШфл (2),

8ц= Кп бл 8фя + К„ „ 8фл +Кд 5Д + К, 8, + Кипе бщпс (3),

ДТ„=К„б1,ДТфл+ КдДТл+ К«"АТ,+ Кп^'ДТп.пе (4),'

где Кд, К,, Кщпс - объемные содержания в породе соответственно доломита, кальцита и гипса; К„е„ и КП1, - коэффициенты межзерновой и трещинно-кавернозной пористости; W|•нnc, WфЛ - объемные водородосодержания гипса и флюида, насыщающего поровое пространство.

В случае межзернового коллектора возможно рассчитать коэффициент пористости и основные компоненты минерального состава пород

третичной залежи объемные содержания доломита, кальцита и

гипса соответственно.

Реализация данного способа осуществляется с помощью палеток б^ККлп). Благоприятным фактором является то, что в коллекторах скелет в основном биминеральный, то есть состоит из двух компонент - доломита и гипса, или доломита и известняка. По палеткам З^^К,,,,) одновременно оценивается с учетом состава скелета и состав скелета, то есть

содержания доломита, кальцита и гипса. В дальнейшем эта информация используется для оценки по акустическому методу. Предварительно рассчитывается с учетом состава скелета по формуле:

ДТс = К, ДТ|С +Кд ДТ„ +Кптс ДТщпс (6),

При отсутствии горизонтально ориентированных трещин, определение коэффициента трещинно-каверновой гористости возможно по

следующему алгоритму:

К„дт=(ДТп-ДТа,)/(ДТ^-ДТ„) (7)

К„.-г, = (Кповш-К„ б,)/(1-Кя бл) (8)

Тип порового пространства определен по сопоставлению К„общ И К„в„:

- (межзерновый коллектор);

- преобладающее влияние емкости каверн (каверновый или трещинно-каверновый коллектор);

Кпобщ^КпДх - преобладающее влияние горизонтальной трещиноватости (трещинный коллектор) [В Н. Дахнов].

В разрезе третичной залежи встречаются все типы коллекторов, характерные для карбонатных отложений, межзерновые, межзерново-каверновые, трещино-каверновые и трещинные.

На рис. 2 представлены карты общей пористости для пластов Герб и Евфрат. Эти карты хорошо согласуются между собой. Коллекторы с высокой пористостью на обеих картах отмечены в районах скв. 171,173 и 174.

пласт Герб пласт Евфрат

Рис. 2. Карты общей пористости (Кпобщ) для пластов Герб и Евфрат.

Коэффициент водонасыщения определялся по методам сопротивления.

где р„ - удельное сопротивление породы, Омм; рв - удельное сопротивление пластовой воды, Омм; m - структурный показатель, йа - коэффициент в уравнении (10).

Зависимость Р„ = ((Кп) установлена по результатам исследований керна, отобранного в скв. Ка-150, и имеет вид:

Коэффициенты нефтенасыщенности определены по формуле:

На рис. 3 представлены карты изменения коэффициента нефтенасыщения для пластов Герб и Евфрат. Карты нефтенасыщенности хорошо согласуются с картами общей пористости. Коллекторы с повышенными емкостными свойствами имеют высокое нефтенасыщение.

пласт Герб пласт Евфрат

Рис. 3. Карты нефтенасыщенности (K„)i для пластов Герб и Евфрат.

Дебиты нефти изменяются в пределах от 200 до 800 баррелей в сутки. Притоки нефти получены преимущественно из порово-каверновых и трещинных коллекторов в пластах Герб и Евфрат.

Сравнение данных гамма-метода и его спектрометрической модификации (ГМ-С) показало, что в коллекторах третичной залежи вклад глинистых минералов в естественную радиоактивность пород минимален, поскольку их доля мала. Увеличение показаний интегрального ГМ происходит за счет изотопов урана.

Геофизические исследования третичной залежи месторождения Каяра показали, что коллекторы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами расположены в средней части пласта Герб, а также в верхних и средних частях пласта Евфрат. Эти части представлены биокластическими фациями и состоят из доломита и / или доломитового известняка.

Комплексная количественная интерпретация данных ГИС была выполнена в 8 вертикальных скважинах, расположенных в зоне исследования (рис 4).

Рис. 4. Геолого-геофизическая обработка данных ГИС (Ка-155) месторождения Каяра.

Вертикальная неоднородность строения толщи проявляется в циклическом строении литологических разностей пород - известняков, доломитов и гипсов. Вторичные изменения продуктивных пород представлены доломитизацией, кавернозностыо и трещиноватостью.

Всего в процессе изучения выделено 18 основных пластов, .которые, согласно общему строению горизонта, объединяются в три крупные пачки. Верхняя (Герб), менее продуктивная пачка, включает 3 пласта, сложенных линзообразными коллекторами с относительно большим содержанием низкопроницаемых и загипсовых пород. Средняя (Дип), непроницаемая и непродуктивная и включает 2 пласта.

Нижняя пачка (Евфрат) включает 3 пласта, и характеризуется низким содержания гипса. Верхний пласт характеризуется высокой долей высокопроницаемых пород, площадным распространением и является основным коллектором в горизонте. Средний пласт отличается средним содержанием проницаемых пород. Нижний пласт характеризуется понижением проницаемости и является неколлектором.

На рис. 5 и 6 представлено распределение коэффициентов проницаемости определенных по керну из скв. Ка-140 и Ка-155 для пластов Герб и Ефрат.

Рис. 5. Распределение величин коэффициента проницаемости (мД) по данным исследований керна (пласт Герб).

Рис. 6. Распределение коэффициентов проницаемости (м Д) по данным исследований керна (пласт Евфрат)

Большую часть нефти на месторождении Каяра получают из трещинных коллекторов, что подтверждают результаты опробований и определения проницаемости продуктивных зон в опробованных скважинах Определенная проницаемость в этих скважинах колеблется в диапазоне от 1.2 до 35 Д, что указывает на влияние трещин. На рис. 7 представлена карта коэффициента проницаемости, определенного по результатам испытания пласта Евфрат. Наиболее высокими фильтрационными свойствами обладают коллекторы в районе скв 174. В этой же скважине отмечены высокая пористость и нефтенасыщенность

1« М I ! 17Гч , а гяаа (*' )

34

32 28 24 20

нЬ

у 12

В

Рис. 7. Карта проницаемости (Д) по данным испытания скважин (пласт Евфрат)

Для коллекторов третичной залежи месторождения Каяра были оценены эффективные толщины и построены карты суммарных эффективных толщин

для пластов Герб и Евфрат (рис. 8)

пласт Герб пласт Евфрат

Рис. 8. Карты эффективных толщин (И*) (м) для пластов Герб и Евфрат.

В работе были рассчитаны линейные запасы нефти, приходящиеся на одну скважину без учета площадей дренирования этих скважин (рис 9)

пласт Герб пласт Евфрат

Рис. 9. Карты линейных запасов нефти (К„ К„ Ьэф) (м3) для пластов Герб и Евфрат

По данным испытания скважины и результатам комплексной интерпретации ГИС определено положение газонефтяного контакта. Газонефтяной контакт расположен на глубине 50 м над уровнем моря

По данным электрометрии и результатам испытаний в скв. Ка-140 и Ка-139 водонефтяной контакт расположен на абсолютной глубине -120 м.

По результатам определения пластового давления в третичной залежи месторождения Каяра, измеренного при опробовании в необсаженном стволе скважин, получено, что градиент пластового давления данной залежи имеет от 1.365 ря/м в нефтяной части до 1.498 р8;/м в водоносной. В зависимости от полученных результатов определения пластового давления водонефтяной контакт расположен на абсолютной глубине - 120 - -130 м.

В третьей главе рассмотрены технические требования на строительство горизонтальной скважины и выполнен анализ технологических проектов ГС для разработки месторождения Каяра, с целью выявить и оценить основные факторы, определяющие эффективность процесса. Для решения проблемы эффективного бурения горизонтальных скважин необходимо: исследовать гидродинамику пласта залежи с целью создания оптимальных систем разработки месторождения Каяра с использованием ГС; разработать систему оптимального управления траекторией глубоких ГС для геологических условий и способов бурения; разработать эффективную технологию бурения, вскрытия пластов и крепления ГС.

Методика определения продуктивности скважины по геофизическим данным основывается на оценке по этим данным большинства параметров, входящих в формулу (13), определяющую продуктивность вертикальной скважины р (б/сут) в условиях радиального движения несжимаемой жидкости (закон Дарси).

где Др - разность между пластовым р„ и забойным р, давлениями; Ь^-эффек

тивная толщена пласта; г0иг,- радиусы контура дренажа и скважины; ц„-вязкость нефти; К„ - коэффициент относительной проницаемости по нефти; в„ - объемный коэффициент нефти в пластовых условиях

Рассматривая проблему гидродинамических исследований горизонтальных скважин, необходимо учитывать процессы притока жидкости в ГС и обосновать фильтрационную модель.

Коэффициент продуктивности горизонтальной скважины в анизотропной среде рассчитывают по формуле S.D. Joshi (14);

Q„=(h^P^Bo)/(ln[a+(a4L/2)2)05/(L/2)] + (PhVL)ln(phV2re)) (14),

где а - полуглавные оси эллипса, которые представляют радиусы контура дренажа для горизонтальной скважины,

L - длина горизонтального участка; ß = (K„pfr/ К„р „)0,5; К,^ и К„,,, - коэффиц. проницаемостей в горизонтальной и вертикальной направления залежи

Из уравнений (13) и (14) следует, что проницаемость (К„) и вязкость нефти имеют смысл обобщенной подвижности нефти в пористой среде.

Определение продуктивности'скважины, с помощью уравнения (13) и (14) показывает, что Q„ обратно пропорционально величине вязкости нефти в пластовых условиях и поэтому любое снижение вязкости нефти увеличит Экспериментальные работы доказывают, что есть существенное влияние изменения температуры на вязкость нефти. Увеличение температуры продуктивных зон уменьшает нефтяную вязкость и увеличивает Q„. В случае месторождения нефти Каяра это очень важно из-за высокой вязкости нефти и низкой температуры коллекторов 40°С, поэтому разработка этого месторождения с помощью технологии горизонтальных скважин и закачивания пара значительно повысит продуктивность пластов.

Лабораторный анализ нефти месторождения Каяра включал определение физико-химических характеристик сырой нефти третичной залежи (таблица 1). По результатам анализа видно, что с увеличением температуры вязкость нефти

месторождения Каяра уменьшается, что согласуется с подобными исследованиями проведенными на других месторождениях (рис. 10).

Физико-химические характеристика нефти месторождения Каяра. Таблица 1

Единица Величина

Плотность при 15° С г/см3 0,9835 4

Удельная плотность при 15° С - 0,9841

АР1 плотность АР1 12,3

Кинематическая вязкость при 20 °С сСт 2967,2

" " при 40"С и 743,5

" " при 50"С «« 372,2

Никель ррш 47,3

Железо 69,3

Ванадий 126,7

г~=~1» гд~1л гчпл сю» сзз» г~д~>«■ г

Рис. 10. Влияние температуры на вязкость нефти.

1 - сырая нефть, штат Калифорния; 2 - сырая нефть Колумбия; 3 -

центральные штаты; 4 - нефть месторождения Каяра (Ирак); 5 - нефть

Кичикбельской месторождения (Таджикистан); 6 - вакуумный дистиллят,

штат Пенсильвания; 7 - легкое парафиновое масло, центральные штаты; 8 -сырая нефть, штат Вайоминг

При решении задачи построения и модификации профиля ствола горизонтальной необходимо максимально полное привлечение всей доступной информации, полученной при исследовании пробуренных скважин и других работах, проводимых на месторождении Каяра:

^ о геологическом строении зоны буровых работ, литологическом составе пород, глубине их залегания, фильтрационно-емкостных свойствах и физико-химических свойствах насыщающих флюидов (нефть, газ и вода) третичной залежи;

^ о технологических параметрах бурения (технология бурения, конструкция скважины, технические характеристики бурового оборудования и инструмента, физико-химические свойства промывочных жидкостей); ^ данных ГТИ и ГИС, причём для решения задачи определения литологических и коллекторских характеристик пород необходимо накапливать и анализировать данные, полученные непосредственно в процессе бурения горизонтального участка бурящейся скважины и наравне с этим, данные ГТИ и ГИС по соседним вертикальным скважинам; ^ результатов петрофизических исследований керна и шлама полученных из бурящейся скважины и близко расположенных скважин для оперативного прогнозирования в процессе проводки горизонтальной скважины.

Для оптимизации бурения и вскрытия пластов необходимо также построить предварительную прогнозную модель литологических и коллекторских свойств пород, основанную на обобщении и анализе имеющихся данных, полученных из опыта бурения соседних скважин и данных бурения вышележащих интервалов в данной скважине.

Накопление вышеперечисленной информации является первым необходимым уровнем при проектировании и модификации профиля скважины в процессе бурения ГС.

Геологическая структура, свойства и толщины коллекторов продуктивных пластов Герб и Евфрат, а также свойства нефти, обуславливают бурение горизонтального участка по траектории, не параллельной кровле

пласта. Траектория профиля горизонтального участка выбирается с таким расчетом, чтобы использовать гравитационные силы для притока тяжелой нефти в скважину из пластов Герб и Евфрат. В этом случае скважина под углом менее 90° входит в продуктивный пласт, проходит его и у подошвы угол достигает 90°. Далее идёт бурение горизонтального ствола с медленным подъемом к кровле пласта. Этот профиль называется восходящим.

Оптимальный радиус искривления для горизонтального ствола в геологических условиях третичной залежи месторождения Каяра находится в пределах 100 м, т. е. средний радиус кривизны.

На основе геологической модели третичной залежи, наиболее важные ее части расположены в средней зоне пласта Герб и верхней зоне пласта Евфрат. Толщина первой зоны - около 30 м, толщина второй зоны изменяется от 22 до 47 м. Карты коллекторских свойств (рис. 2,3,7) показывают, что коллекторы с улучшенными свойствами расположены на линии, параллельной гребню структуры в направлении с юго-востока на северо-запад (от скв. 174 к скв. 143). Поэтому оптимальные направления ГС должны быть перпендикулярны к этой линии, с восходящей траекторией от периферии к гребню структуры (рис. 11, 12). Профиль горизонтальной скважины согласно этой концепции дает больше преимуществ:

1. Профиль пройдет через зоны с высокими коллекторскими свойствами, которые увеличат продуктивность ГС.

2. Профиль обеспечивает достаточно расстояние для бурения подходящей длины горизонтального ствола.

3. Профиль дает высокую способность остаться в безопасном положении достаточно далеко от влияния водной зоны и газовой зоны.

4. Профиль горизонтальной скважины позволяет использовать метод закачки пара для увеличения продуктивности пласта залежи.

Рис. 11. Профиль горизонтальной скважины для разработки третичной залежи на месторождении Каяра.

пласт Герб пласт Евфрат

Рис. 12. Карты по ориентации ГС в зависимости от линейных запасов нефти (Кп * Кн * Ь,ф) (м3)

На конструкцию скважин оказывают влияние цель и способ бурения, число продуктивных горизонтов подлежащих опробованию (вскрытию), способ вскрытия пласта и геологические условия бурения, глубина залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства, пластовые и поровые давления; физико-механические свойства разбуриваемых пород и глубина (длина ствола ГС). Для разработки третичной залежи месторождения Каяра планируется использовать два варианта конструкции скважины (таблица 2).

Варианты конструкции ГС _Таблица 2,

Диаметр обсадные колонны Диаметр Бурильная Способ бурения

мм долота мм труба мм

1-Хвостовик-146 190,5 127 Турбобур короткий 172 мм

муфтовые трубы, или (длина 3,6м),

168,3 без муфтовых труб или винтовой забойный

двигатель 170 (длина 6,9м)

Кондуктор- 219,1 269,9 140 Роторный

Направление-299 393,7 140 Роторный 4

2-Хвостовик- 168,3 215,9 127 Турбобур короткий 172 мм

муфтовые трубы (длина 3,6м),

или винтовой забойный

двигатель 170 (длина 6,9м)

Кондуктор- 244,5 295,3 140 Роторный

Направление- 323,9 393,7 140 Роторный

Возможно использование пробуренных ранее вертикальных скважин для

строительства горизонтальных на месторождении Каяра. Строительство ГС путем зарезки второго ствола из вертикальной скважины осуществляется следующим образом:

> Зарезка окна в обсадной колонне 178 мм в точке входа в направленный учасгокдля бурения искривленного ствола диаметром 152,6 мм;

> Вскрытие искривленного ствола средним радиусом искривления. При этом радиусе интенсивность искривления составляет (5-8° /10 м) так, чтобы угол входа продуктивного пласта составлял 70° - 75° и точка начала горизонтального участка находилась в пределах истинной вертикальной глубины около 100м, затем идет вскрытие оптимального горизонтального участка в продуктивной зоне;

> Заканчивание скважины с эксплуатационной хвостовиком. Спускают 127,2 мм лайнер к концу искривленной секции, спускают 114,5 мм хвостовик к концу горизонтального участка.

Для определения параметров искривленного участка использовалась

приближенная формула (Karlsson et al., 1989)

Tk=Ть - [(C/BUR™ (Sin (If) - Sin (Щ (15)

где Tk - истинная вертикальная глубина точки искривления, м; Ть - истинная вертикальная глубина точки входа в горизонтальный участок, м; С=1719 если интенсивность искривления градус/30 м; BURAn - минимальная интенсивность

искривления, градус/30 м; If и I, - максимальный и минимальный углы искривления, соответственно, градус.

Проектная длина наклонного ствола от вертикали до точки входа в горизонтальный участок (TD) - м, вычисляется по упрощенной формуле

TD =(3.14*C/180)*((If-I,)/BUR) (16) Расчёт параметров горизонтальной скважины на месторождении Каяра:

> расчёт средней интенсивности искривления, необходимой для

достижения проектной глубины веду по формуле (15) 300 = 200 - (1719/BUR,,)* (Sin(90) - S¡n(0)) BUR,, = 17,19 градус/ЗОм = 5,73 градус/Юм

расчёт длины наклонного ствола от вертикали до точки входа в

горизонтальный участок по формуте (16)

TD = (3,14*1719/180)*(90/17,19) = 157м

Четвертая глава посвящена разработке комплекса геолого-геофизических методов сопровождения бурения ГС на месторождении Каяра. При бурении ГС на этом месторождении необходимо располагать следующей информацией.

Проект профиля ГС согласно геологической модели третичной залежи, который должен обеспечивать вход горизонтального участка в зоны высоких коллекторских свойств.

► Непрерывные измерения траекторных параметров, для управления траектории скважины в предназначенном профиле. Эти параметры включают глубину, азимут, величины зенитного угла и др.;

► Геологические и геофизические данные об околоскважинном пространстве;

► Регистрация режимно-технологических параметров процесса бурения (механическая скорость бурения, состояние ствола скважины, нагрузка на долото, вращающий момент на бурильной колонне, и т.д).

Комплекс геолого-технологических исследований (ГТИ), необходимый для решения геологических и технологических задачи формируется при уточнении геологической модели третичной залежи месторождения Каяра.

Цитологическое расчленение вскрытого разреза проводится по результатам оперативного изучения шлама и по результатам детального механического каротажа.

Оперативное выделение коллекторов производится по данным ДМК с привлечением данных фильтрационного каротажа (ФК), виброакустического каротажа (ВАК) и результатов оперативного изучения шлама.

Характер насыщения коллекторов определяется по данным газового каротажа на основе определение,, газонасыщенности пластового флюида с учетом компонентного состава, газа и данных инфракрасного анализатора (ИК). Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов проводится по данным исследования шлама и керна.

Измерения технологических параметров используется для контроля процесса углубления скважины в зависимости от геологических параметров. Контроль и управление траекторией ГС осуществляется с помощью забойных телеметрических систем (ЗТС). По данным технологических параметров, регистрируемых во время бурения, появляется возможность проводить дифференциацию литологического состава буримых пород карбонатного разреза.

Газовый каротаж позволяет уверенно отмечать момент вскрытия кровли коллектора и в комплексе с каротажем по шламу контролировать положение долота при прохождении горизонтального участка.

Анализ шлама и керна позволяет строить литологическую колонку и проводить стратиграфическое расчленение разреза. Данные анализа по шламу методами спектроскопии инфракрасного излучения (ИК-спектры) и электронного парамагнитного резонанса нужны для выявления особенностей элементного состава (содержания кальцита, доломита, гипса, ангидрита, отложения третичной залежи), определения в каменном материале жидких, газообразных и твердых углеводородов.

Момент входа в третичную залежь отмечается сменой литологического и минерального состава пород (наличие в шламе кальцита и доломита) и резким

падением механической скорости проходки после бурения ангидритов, находящихся в подошве пласта Фарс и кровле пласта Герб.

Технология ориентированного управления траекторией ГС осуществляется с использованием забойных телеметрических системы (ЗТС) для непрерывного контроля параметров кривизны и оперативного корректирования траектории ствола скважины.

ЗТС для разработки месторождения Каяра горизонтальными скважинами должные обеспечивать решение следующих задач:

> Непрерывный контроль параметров кривизны и ориентирование траектории ствола скважины с помощью комплекса измерений в процессе бурения (MWD).

> Геофизическое изучение околоскважинного пространства для оценки геофизических параметров продуктивного пласта (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, трещиноватость и т. д.) с помощью системы каротажа в процессе бурения (LWD).

При разбуривании третичной залежи месторождения Каяра горизонтальными скважинами необходимо использовать ЗТС согласно пластовым условиям этого месторождения (глубина залегания 200 - 400 м, пластовая температура 35 - 45°С, пластовое давление 3 - 4 МПа). Из-за небольших глубин наиболее подходящим MWD является комплекс с электромагнитными и акустическими каналами.

Высокая вероятность поглощения бурового раствора при вскрытии коллекторов третичной залежи и возникновения трудностей по очистке ствола скважины от шлама уменьшает эффективность системы гидродинамических исследований при бурении ГС.

Из-за сложности геологической структуры третичной залежи комплекс ГИС должен решать следующие задачи:

> Определение литологического состава разрезов скважин с использованным гамма каротажа (ГМ) и диаграмм трёх методов пористости (НМ, ГГМ, AM). В результате интерпретация этих диаграмм в исследуемом интервале

разреза получают непрерывные распределения объемного содержания доломита, известняка и гипса, а также выделение слоев ангидрита. ► Определение коэффициента пористости (Кп), с использованным трёх методов пористости (НМ, ГГМ, АМ) с учетом содержания гипса и глины. Сопоставление показания ГМ и СГМ используются для определения истинного объемного содержания глины, позволяя при этом выделять интервалы, где высокая естественная радиоактивность обусловлена, например, повышением содержанием Иа в процессе доломитизации известняков.

Система (Ь^Ю) должна включать методы, которые используются для определения наличия и направления трещин в продуктивных зонах -акустический метод, акустический телевизор и др.

Для определения характера насыщенности коллекторов целесообразно использование индукционного метода (ИМ) и метода бокового каротажа (БК).

Основные выводы

1. Коллекторы третичной залежи на месторождении Каяра содержат тяжёлую нефть с высокой вязкостью. При разработке месторождения вертикальными скважинами появилась проблема низкого коэффициента извлечения нефти из коллекторов из-за высокой вязкости и плотности нефти и сложности геологического строения данной залежи. В качестве основного средства повышения КИН рассмотрена возможность использования технологии ГС.

2. Дня строительства горизонтальных скважин на данном месторождении, необходимо выполнение требований. Одним из важных требований является геолого-геофизическая модель месторождения. Модель должна содержать все параметры, которые обеспечивают выполнение проекта строительства горизонтальной скважины. Второе требование связано с техническим сопровождением бурения горизонтальной скважины. Оно включает навигационную, технологическую и геофизическую информацию, используемую для уточнения геологических параметров месторождения на

основе геолого-геофизической модели и текущего измерения геолого-технологических параметров в процессе бурения горизонтальной скважины

3. Геолого-геофизическая модель третичной залежи построена на основе комплексной количественной интерпретации геофизических данных и результатов исследований и анализа керна. В геологическом разрезе выделены 8 слоев на основе литологического состава и типа пористости. Наиболее хорошие коллекторы представлены пористым доломитом и доломитовым известняком, кавернового и трещинного типа, расположенных в средней части пласта Герб, а также в верхней и средней частях пласта Евфрат. Для изучаемых продуктивных пластов построены карты изменения по площади общей пористости, нефтенасыщенноси, эффективной толщины. Газонефтяной контакт расположен на глубине 50 м над уровнем моря. Водонефтяной контакт расположен на абсолютной глубине -120 - -130 м. -

4. Оптимальный профиль ГС проходит в нефтенасыщенном интервале продуктивных пластов. Для условий третичной залежи месторождения Каяра горизонтальный участок должен вскрывать верхнюю часть пласта Евфрат и среднюю часть пласта Герб. Направление горизонтальных скважин предпочтительно от краев структуры к гребню и ортогонально продольной оси структуры. Наиболее целесообразным является восходящий профиль горизонтального участка ствола.

5. Способом уверенной оперативной корректировки траектории стволов ГС является применение специальных комплексов геолого-технологических исследований (ГТИ). Комплексы ЗТС для разработки месторождения Каяра горизонтальными скважинами должные обеспечивать непрерывный контроль параметров кривизны и ориентирования траектории ствола скважины с использованием комплекса измерений в процессе бурения (MWD), геофизическое изучение околоскважинного пространства для оценки геофизических параметров продуктивных пластов с помощью системы каротажа в процессе бурения (LWD) Из-за небольшой глубины залегания третичной залежи наиболее подходящими к условиям месторождения Каяра

являются электромагнитные и акустические линии связи имеющие низкое затухание сигнал.

6. Совместная обработка данных ГТИ, ЗТС (MWD) и ГИС в процессе и после процесса бурения на месторождении Каяра решает следующие задачи: контроль траектории при проводке ГС; расчёт гидростагических и гидродинамических параметров скважины; литологическое расчленение разреза скважины и формирование литологических колонок; выделение коллекторов; определение характера насыщенности и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

7. Показана перспективность освоения месторождения высоковязкой нефти системой ГС на длительно разрабатываемом месторождении Каяра в Ираке.

Основные положения диссертация опубликованы в следующих работах:

1. Кхалаф A.M. Проектирование профиля горизонтальной скважины на основе обработки данных геофизических исследований вертикальных скважин. 6-я научно-техническая конференция. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», 26 - 27 января 2005г. (РГУ нефти и газа им. И М. Губкина), с. 49

2. Стрельченко В.В., Моисеенко А.С., Кхалаф A.M. Геонавигацинное обеспечение бурения горизонтальной скважины при разработке месторождения высоковязкой нефти. 6-я научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», 26 - 27 января 2005г. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), с. 48

Заказ I

Тираж

Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

es. оо

- U19

f4 p

22 ¿0?^-'

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кхалаф Ахмад Маолуд

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАЯРА.

1.1. Общие сведения о геологическом строении и продуктивности месторождения Каяра.

1.1.1. Третичная залежь.

1.1.2. Свойства пластовых флюидов.

1.1.3. Комплекс геофизических исследования скважин.

1.1.4. Используемые данные.

1.2. Анализ опыта строительства горизонтальных скважин.

1.2.1. Применение горизонтальных скважин.

1.2.2. Первичная эксплуатация и тепловое извлечение для тяжелой нефти с горизонтальными скважинами.

1.2.3. Основные направления в решении проблемы бурения горизонтальных скважин.

1.2.4. Профили горизонтальных скважин.

1.2.5. Компоновки для ориентированного набора зенитного угла ГС.

1.2.6. Проектирование конструкции скважин.

1.3. Геофизическое сопровождение строительства ГС.

1.3.1. Особенности проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах.

1.3.2. Комплекс геолого-технологических исследований в процессе бурения горизонтальных скважин.

1.3.3. Забойные телеметрические системы в процессе бурения горизонтальных скважин.

1.3.4. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения

1.3.5. Построение геолого-геофизической модели месторождения Каяра45 1.4. Методическая схема геонавигационного обеспечения бурения ГС при разработке месторождений высоковязкой нефти.

1.5. Выводы.

Глава 2. ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАЯРА.

2.6. Определение положений водонефтяного и газонефтяного контактов. 89 2.6.1. Газонефтяной контакт.

2.6.2. Водонефтяной контакт.

2.7. Дебиты нефти, газа и воды, а также пластового давления по результатам опробования и исследования продуктивных скважин.

2.7.1. Пластовое давление.

2.7.2. Пластовая температура.

2.7.3. Дебит нефти.

Глава 3. ОБОСНОВАНИЕ ТРАЕКТОРИИ И КОНСТРУКЦИИ ДОБЫВАЮЩЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ.

3.1. Обоснование решения проблемы бурения горизонтальных скважин. 93 3.2 Изучение гидродинамики пластов третичной залежи на месторождении Каяра.

3.3. Построение и модификация проекта профиля ствола скважины в процессе бурения ГС.

3.4. Профиль горизонтальной скважины для разработки месторождения Каяра

3.5. Обоснование конструкции скважины.

3.6. Выбор инструментов и способов бурения для сооружения скважины

3.7. Использование пробуренных вертикальных скважин в строительстве горизонтальной скважины на месторождении Каяра.

3.8. Выводы.

Глава 4. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ БУРЕНИЯ ГС НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАЯРА.

4.1. Основные информации при бурении ГС на месторождении Каяра.

4.2. Обоснования комплекса геолого-технологических исследований для условий месторождения Каяра.

4.3. Выбор забойных телеметрических систем в процессе бурения горизонтальных скважин.

4.3.1. ЗТС в процессе бурения горизонтальных скважин на месторождении Каяра.

4.4. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения.

4.5. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геофизическое обоснование проекта строительства горизонтальной скважины"

Актуальность диссертационной работы определяется необходимостью эксплуатации значительных запасов тяжёлой нефти с высокой вязкостью, находящейся во многих залежах месторождений Ирака. В качестве примера выбрано месторождение Каяра, которое содержит большие запасы нефти в третичной залежи, где прогнозируемый коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет всего 14%. В качестве основного средства повышения КИН рассмотрена возможность использования технологии горизонтальных скважин, которая в настоящее время является одной из наиболее перспективных. Особую эффективность эта технология приобретает для залежей со сложным строением, к которым и относится месторождение Каяра.

Тема работы была утверждена Иракским министерством нефтяной промышленности в связи с необходимостью увеличения использования горизонтальных скважин (ГС) для разработки иракских месторождений нефти. Потребность в бурении горизонтальных скважин возрастает в связи с проблемой добычи нефти из коллекторов с низкой проницаемостью.

После того, как были получены положительные результаты использования технологии горизонтального бурения, данная технология заинтересовала министерство нефтяной промышленности Ирака, в частности стала использоваться на месторождении Салах-Ал-Дин, где сразу же увеличились объемы добычи газа из песчаного пласта Хабоор.

Характеристики продуктивных пластов многих месторождений Ирака удовлетворяют общепризнанным критериям применения технологии горизонтальных скважин в мире. Учитывая, что национальная нефтяная промышленность Ирака в настоящее время не располагает достаточным опытом в области теории и практики данной технологии, эта проблема является предметом диссертационного исследования.

Целью диссертационной работы является разработка геолого-геофизического обоснования строительства горизонтальной скважины на основе комплекса геолого-геофизических данных.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ и обобщение опыта России и мира по реализации технологии бурения горизонтальных скважин.

2. Построение геолого-геофизической модели месторождения Каяра.

3. Обоснование геолого-геофизического обеспечения бурения ГС на примере месторождения Каяра.

4. Разработка технологии строительства горизонтальной скважины на месторождении Каяра.

Указанные задачи решались путем: комплексной обработки и интерпретации данных ГИС по 8 вертикальным скважинам месторождения Каяра и построения геолого-геофизической модели; проведения теоретических исследований в области геолого-геофизических и геолого-технологических исследований в процессе бурения горизонтальных скважин; проведения исследований в области проектирования и построения профиля горизонтальной скважины с учетом горно-геологических особенностей строения месторождения Каяра в Ираке.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем.

1. Разработана методическая схема геонавигационного обеспечения бурения горизонтальной скважины с учетом горно-геологических условий месторождения высоковязкой нефти Каяра в Ираке. В основе указанной методической схемы лежит иерархически упорядоченное использование данных разноуровневых исследований - сейсморазведки, геолого-технологических исследований, петрофизических исследований по керну и шламу, геофизических исследований скважин.

2. Разработан комплекс оперативных исследований в процессе бурения горизонтальных скважин, включающий детальный механический каротаж, виброакустический каротаж, газовый каротаж и каротаж по шламу методами инфракрасной спектроскопии и электронного парамагнитного резонанса.

3. Построена геолого-геофизическая модель третичной залежи месторождения Каяра, позволившая обосновать траекторию горизонтальной скважины на месторождении высоковязкой нефти Каяра.

4. Разработан проект технологической схемы освоения месторождения высоковязкой нефти на примере месторождения Каяра в Ираке.

5. Проанализированный состав высоковязкой нефти на месторождении Каяра свидетельствует о принципиальной возможности промышленной утилизации содержащегося в ней ванадия.

Практическая ценность полученных результатов состоит в следующем.

1. Созданная геолого-геофизической модель залежей высоковязкой нефти месторождения Каяра позволила выделить новый нетрадиционный объект добычи нефти на длительно разрабатываемом месторождении.

2. Впервые на основе комплексных геофизических и геолого-технологических исследований предложен оптимальный профиль горизонтальной скважины для освоения залежей высоковязкой нефти месторождения Каяра в Ираке.

3. Показана возможность комплексного использования добываемой продукции при эксплуатации залежей высоковязкой нефти в Ираке.

Достоверность результатов работы базируется на использовании теоретических основ интерпретации данных ГИС, применении современных методов компьютерного математического моделирования и использовании в расчетах экспериментальных данных.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы из 96 наименований и приложения. Содержит 146 страниц машинописного текста, 49 рисунков, 6 таблиц и 4 приложений.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Кхалаф Ахмад Маолуд

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Коллекторы третичной залежи на месторождении Каяра содержат тяжёлую нефть с высокой вязкостью и большим содержанием ванадия. При разработке месторождения вертикальными скважинами появились проблема низкого коэффициента извлечения нефти из коллекторов из-за высокой вязкости и плотности нефти и сложности геологического строения данной залежи. В качестве основного средства повышения коэффициента извлечения нефти рассмотрена возможность использования технологии ГС.

2. Для строительства горизонтальных скважин на данном месторождении, необходимо выполнение ряда требований. Одним из важных требований является геолого-геофизическая модель месторождения. Модель должна содержать все параметры, которые обеспечивают выполнение проекта строительства горизонтальной скважины. Второе требование связано -с техническим сопровождением -бурения горизонтальной скважины. Оно включает навигационную, технологическую и геофизическую информацию, используемую для уточнения геологических параметров месторождения на основе геолого-геофизической модели и текущих измерений геолого-технологических параметров в процессе бурения горизонтальной скважины.

3. Геолого-геофизическая модель третичной залежи построена на основе комплексной количественной-- интерпретации геофизических данных и результатов исследований и анализа керна. В геологическом разрезе выделены 8- слоев на основе литологического состава и типа пористости. Наиболее хорошие коллекторы - представлены пористым доломитом и доломитовым известняком, кавернового и трещинного типа, расположенными в средней части пласта Герб, а также в верхней и средней частях пласта Евфрат. Для изучаемых продуктивных пластов построены карты изменения по площади общей пористости, нефтенасыщенноси, эффективной толщины. Газонефтяиой контакт расположен на глубине 50 м над уровнем моря. Водонефтяной контакт расположен на абсолютной глубине- 120--130 м.

4. Оптимальный профиль ГС дол;ксн проходить в лучших зонах в продуктивных пластах. Для условий третичной залежи месторождения Каяра горизонтальный участок должен закрывать верхнюю часть пласта Евфрат и среднюю часть пласта Герб. ' Направление горизонтальных скважин предпочтительно от краев структуры к гребню и ориентируемо в перпендикулярном направлении к продольной оси структуры. Наиболее целесообразным считается восходящий профиль горизонтального участка ствола.

5. Способом уверенной оперативной корректировки траектории стволов ГС является применение специальных комплексов геолого-технологических исследований (ГТИ). Комплексы ЗТС для разработки месторождения Каяра горизонтальными скважинами должные обеспечивать непрерывный контроль параметров кривизны и ориентирования траектории ствола скважины с использованием комплекса измерений в процессе бурения (MWD), геофизическое изучение околэскважнннэго пространства для оценки геофизических параметров продуктивных пластов с помощью системы каротажа в процессе бурения (LWD). Из-за небольшой глубины залегания третичной залежи наиболее подходящими к условиям месторождения Каяра являются электромагнитные и акустические линии связи имеющие низкое затухание сигнал.

6. Совместная обработка данных -ГТИ; ЗТС (MWD) и ГИС в процессе и после процесса бурения на месторождении Каяра решает следующие задачи: контроль траектории при проводке ГС; расчёт гидростатических и гидродинамических параметров скесжины; литологическое расчленение разреза скважины и формирование* л;ь~ологических колонок; выделение коллекторов; определение хар'актера 'насыщенности и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

7. Экономический фактор должен играть важную роль в разработке месторождения Каяра, используя технологию горизонтального бурения, учитывать полные затраты связанные с процессом бурения, по сравнению с доходами от увеличения продуктивности ГС. Показана перспективность освоения месторождения высоковязкой нефти системой ГС на длительно разрабатываемом месторождении Каяра в Ираке.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кхалаф Ахмад Маолуд, Москва

1. А.с. № 1258118. Способ литологического расчленения разреза скважин в процессе бурения / В.В. Стрельченко, Д.А. Журов, А.С. Моисеенко, И.Г. Мельников, А.А. Матигоров, Е.Е. Алгухов.

2. Абрамсон М.Г., Байдюк Б.В., Зарецкий B.C. и др. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1984, 207с.

3. Аксельрод С. М. Каротаж в процессе бурения (по материалам американских публикаций ). НТВ "Каротажник". Тверь, Изд. АИС. 2001. Вып. 85.с. 103-121.

4. Баренблатт Г. И., Желтов Ю. П., Кочина И. Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. — (прикладная математика и механика), Т.24, ВЫИ. 5, 1960.

5. Белорай Я.Л., Горбунов В.Ф., Варик В.И. и др. Ядерно-физические методы оперативного анализа шлама. -М.: ВНИИЯГТ, 1984, с.36-46.

6. Беляков Н.В. Малогабаритная забойная телеметрическая система с комбинированным каналом связи // НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1997. Вып. 30. с.60-67.

7. Боннер С., Берджес Т., Кларк Б. и др. Измерения в непосредственной близости от долота: новое поколение телеметрических систем. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Весна 1997, с.38-48.

8. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефти отдачи пластов. М.: Недра, 1988, с. 32-35.

9. Варламов С. Е., Басович В. С. Основы построения измерительных каналов телеметрической системы контроля основных забойных параметров бурения. Охрана и разведка недр.- 1995 .- № 5.

10. Волков Б. П., Галлямов К. К., Кульчицкий В. В. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении, Нефть хозяйство- 1997г 6 - с. 41 -42.

11. Высоцкий В.И., Гусева А.Н. Нефти и газы месторождений зарубежных стран, М.: Недра, 1977, 327с.

12. Вяхирев В. И., Ипполитов В. В., Кульчицкий В. В. и др. Бескабельные технологии строительства горизонтальных скважин, Газовая промышленность, 1999 г. № 5, с. 78-81.

13. Герольд Р. К. О заканчивании горизонтальных скважин. Лекция SPE. 1992.

14. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений: Серия / Изучение разрезов нефтегазовых скважин по данным элементного анализа шлама. М.: обзорная информация. Выпуск 7, 1989, с. 3-9.

15. Гришин Ф. А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1975, с. 49-97.

16. Голов JI. В. , Волков С. Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России Нефть хозяйство. —1997 № 3, с. 29-31.

17. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. -М.: Недра, 1982, с. 10-20.

18. Еременко Н. А. ,Чилингар Г. В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996г., 176с.

19. Игнатиади А.И. Об оценке абразивности горных пород при бурении скважин // Изв. Вузов : Нефть и газ, 1972, №1.

20. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. В.М. Добрынина. М.: Недра, 1988.- 476с.

21. Калинин А.Г. , Никитин Б. А. повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. -М. ВНИИОЭНГ, 1995г, с. 19-63

22. Калинин А.Г., Никитин Б. А., Солодкий К. М., Султанов Б. 3. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. М.: Недра, 1997, 647с.

23. Калинин А.Г., Левицкий А. 3., Мессер А. Г., Соловьев Н. В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. М.: Недра, 2001, с.57- 61.

24. Калинин А.Г. , Левицкий А. 3. , Никитин Б. А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. М. Недра, 1998г, с.239-249.

25. Кнеллер Л. Е. , Гайфуллин Я. С. , Потапов А. П. и др. Опыт и особенности интерпретации материалов ГИ ГС. Семинар- дискуссия (разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами) Альметьевск, 24-26 июня 1996г, с. 190-204.

26. Кнеллер Л. Е. , Гайфуллин Я.С. и др. К интерпретации материалов геофизических исследований в горизонтальных скважинах // НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1996. Вып. 21. с.71-76.

27. Кульчицкий В. В. Геонавигационные технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин. —М. ОАО ВНИИОЭНГ, 2000г, с. 138-157.

28. Кульчицкий В. В., Григащкин Г. А. Геонавигационные технологии строительства горизонтальных скважин. Инф. Бюл. "Энергосбережение и экология". Ритм-М, Самара, июль 1999 .- С. 20-25.

29. Латышова М.Г., Венделыптейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов ГИС. -М.: Недра, 1990.

30. Левицкий А.З. Использование геолого-технологической информации в бурении. М.: Недра, 1992. - 176с.

31. Леготин Л.Г., Вячин С.В., Султанов A.M. Применение АМК «Горизонт» для геофизических исследований горизонтальных скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1997. Вып. 36. с.85-92.

32. Лежанкин С. И., Рапин В. А. Особенности интерпретации результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах. М., " Геофизика", 1994, №2, с. 19-21.

33. Лукьянов Э. Е. ,Каюров К. Н. ,Калистратов Г. А. Оснащение бурильных труб кабельной линией связи ключ к повышению информативности и качества строительства скважин.-Каротажник ТВЕРЬ : АИС, 2001, с.71-80.

34. Лукьянов Э. Е. Пути решения задач геонавигации и мониторинга при разработке месторождений горизонтальными скважинами. Каротажник, Выпуск 85, Тверь: АИС 2001, с. 10-29.

35. Лукьянов Э. Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения.-М., 1990, 20 с.

36. Лукьянов Э. Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М., Нефть и газ, 1997

37. Лукьянов Э. Е. Каротаж в процессе бурения мифы, реальность, ближайшее будущее. - Каротажник, Выпуск 100, Тверь 2002, с. 196-214.

38. Лукьянов Э. Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах ( научно-технический обзор) ч.2, НПГП "ГЕЗС" . АИС- Тверь, 1994. с. 104-131.

39. Молчанов А. А., Лаптев В.В., Моисеев В.Н., и др. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1987. - 263 с.

40. Молчанов А. А., Лукьянов Э. Е., Рапин В. А. Геофизические исследования наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин при проводке, освоении и эксплуатации. — Санкт-Петербург 1997,

41. Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. М.: Недра, 1983, 189 с.

42. Муслимов P. X., Сулейманов Э. И. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО 'Татнефть' Нефт. Хозяйство 1996 . № 12 . - С. 31 -36.

43. Муше Ж.П., Митчелл А. Аномальные пластовые давления в процессе бурения: Прохождение прогнозирование — выявление — оценка: Техн. Руковадство: пер. с антл. -М.: Недра, 1991. —287с.

44. Налинин А.Г. , Левицкий А.З. ,Никитин б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. -М.: Недра, 1998, с. 239-249.

45. Острягин А. И., Рекин А . С. и др. Технология проводки глубоких горизонтальных скважин на Восточно Таркосалинском месторождении НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море- М. ВНИИОЭНГ , 2000 . № 3 . С. 2-4.

46. Повалихин А. С. , Оганов А. С. Забойный двигатель-отклонитель с двойным изгибом корпуса для управляемого бурения: Экспресс-информ. Сер. Газовая промышленность / ИРЦ Газпром. —М., 1993. Вып. 6,7.

47. Рапин В. А., Чесноков В. А. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин. -М. Нефт. Хозяйство, 1993. №9., С.

48. Рапин В.А., Лежанкин С.И. Состав обязательного комплекса и порядок проведения ПГИ в ГС. РД Минтопэнерго России, М., 1995.

49. Система для Геолого-геофизических и технологических исследовений в процессе бурения и испытания скважин Тверь GeoRADAR. ВНИГИК, 1992.

50. Смирнов О. А., Волчкова Т. Н. Построение геолого-геофизической модели карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии. Каротажник, Выпуск 102, Тверь 2002, с. 105-120.

51. Соложенкин П.М. Электронный парамагнитный резонанс в анализе веществ. Душанбе.: Дониш. 1986, 291с.

52. Стрельченко В.В., Головин Б.А. Изучение разрезов нефтегазовых скважин по данным элементного анализа шлама. М.: ВНИИЭгазпром, Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, вып.7, 1989,-38с.

53. Табаров C.JI. Разработка способов переработки тяжелых нефтей месторождений республики Таджикистан. Дисс. Канд. Наук. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, М., 2003, 41с.

54. Тхостов Б. А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966, с. 268.

55. Шаманов С.А. Бурение и закачивание горизонтальных скважин. -М.: Недра, 2001, с. 4-14.

56. Aguilera R., Artindale J. S., Cordell G. M. Contributions in petroleum geology & engineering, 9, horizontal wells, formation, drilling, and production, including heavy oil recovery, p. 210-217.

57. Babu D. K., Odeh A. S. Productivity of a horizontal well. SPE Reservoir Engineering, November 1989, p. 417-421.

58. BEICIP-Laboratories de measures petrophysiques. Core analysis, special core analysis Qayarah field- well Qa-150

59. Copoulos A. E., Costall D., Nice S. B. Planning a coiled- tubing-conveyed production logging job in a horizontal well. SPE 26090, Anchorage, Alaska, USA, 26-28 May 1993, p. 603-609.

60. Davarzani M.J., Sloan M.L., Roesner R.E. Research on Simultaneous Production Logging Instruments in Multiphase Flow Loop. SPE paper 14431, 1986, pp. 1-9.

61. Dennis L.R., Zeller V.P. Quartz Technology Allows For Wider Downhole Pressure Testing Range. SPE Formation Evaluation, March 1991, vol. 6, №1, pp. 33-38.

62. Donald W. P. Discussion of Productivity of a horizontal well. SPE Reservoir Engineering, May 1990, p. 252-253.

63. ECL Petroleum Technologies Reservoir engineering aspects of horizontal well production. Denver, 1990

64. Francois M. G. Analytic two-dimensional models of water cresting before breakthrough for horizontal wells. SPE Reservoir Engineering, November 1989, p. 409-416.

65. Geological final well report on Qa-140. Baghdad, June 1977

66. Geological final well report on Qa-139. Baghdad, May 1977

67. Geoservices Prospects. Exibition Geo-Instruments, 1989, Moscow

68. Gerard R.E. Sigmlog Tells Pressure, Porosity While Drilling. OGJ, 1977, Aug.

69. Giannesini J. F. Horizontal drilling is becoming common place: here's how it's done. Production technology for horizontal wells takes new direction. World Oil, March-May 1989.

70. Goode P. A., Kuchuk F. J. Inflow performance of horizontal wells. SPE Reservoir Engineering, August 1991, p. 319-323.

71. Gllman J. R. Discussion of Productivity of a horizontal well. SPE Reservoir Engineering, February 1991, p. 147-148.

72. Iraq National Oil Company, Geological study of the Qaiyarah area. BEICIP, Institut Francais Du Petrole, France, February 1983.

73. Jackson С. E., Fredericks P. D. Proactive use of logging while drilling (LWD) measurements improve horizontal well drilling and subsequent evaluation. SPE 37157 Kuala Lumbur, Malaysia 9-11 September 1998, c. 403413.

74. Joshl S. D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. Jornal of petroleum technology, June 1988, p. 729-739.

75. Kickalert service. Anadrill's early gas-kick detection. -1991. Anadrill Schlumberger ADV-1021.

76. Kossack C. A., Klepp J. Oil production from Troll field: A comparison of horizontal and vertical wells. SPE 16869, Dallas, 27-30 September 1987, p. 629-641.

77. Krishna В., Aziz S. O. Flow capabilities of horizontal wells. JPT, September 1989, p 914-915.

78. Mcinally G. Hallundbaek J. The application of new wireline well tractor technology to horizontal well logging and intervention: A review of field experience in the north sea. SPE 38757, Taxas 5-8 October 1997, p. 95-103.

79. Lien S. C., Haldorsen H. H. Horizontal wells: still appealing in formations with discontinuous vertical permeability barriers? JPT, December 1992, p. 1364-1370.

80. Rial R. M. 3D Thermal simulation using a horizontal wellbore for steam flooding. SPE 13076 Texas, 16-19 September 1984.

81. Richard A. Fagin. Understanding MWD data acquisition can improve log interpretation. OGJ, 1994, Feb. 14, p.63-66.

82. Samir El-Sayed, Bill Beckie Horizontal well length: drill short or long wells? SPE 37084 Caigary, Canada. 18-20 November 1996. p. 423-431.

83. Serra O. Advanced interpretation of wireline logs.

84. Schlumberger Oilfield Services. Horizontal Well Technology Seminar. Participant Notes 1992 US edition) 513 p.

85. Schlumberger, Log interpretation charts. U.S.A., Schlumberger 1989.

86. Schlumberger, Log interpretation, Volume 1-principles. U.S.A., New York, 1972 edition.

87. Schlumberger-Oilfield Services. Horizontal wells: trajectory planning and directional drilling. Seminar "Recent advances in Horizontal drilling". Baghdad, Aug 1994.

88. Parrish R., Fielder C., Ishmael R. Bi-center bits and MWD/LWD tools in a horizontal application. SPE/IDAC 37640, Amsterdam. Netherlands. 4-6 March 1997. p.551-557.

89. Vogel J. V. Preliminary engineering investigations Qaiyarah oilfield. Kirkuk. May, 1990.

90. Zamora M. Slide-Rule Correlation Aide "d" Exponent Use. OGT, 1974, Dec. 12.