Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Геологическое строение месторождения. Его стратиграфия и нефтегазоносность. Коллекторские свойства пород. Контроль состояния и эксплуатации скважин. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов. Характеристика их продуктивности.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 19.03.2014
Размер файла 428,8 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

К 2021-2022 г. г. ожидается увеличение объема газонефтяной смеси, протекающей по сборным трубопроводам примерно в три раза. Это приведет к возрастанию перепада давлений по длине сборных трубопроводов также в три раза. Поэтому при проектировании развития системы сбора необходима прокладка новых сборных трубопроводов с учетом снижения давления на устье добывающих скважин.

Как показали исследования нефть Тенгизского месторождения не образует стойких эмульсий "вода в нефти" при температурах в системе сбора продукции скважин. Поэтому возрастание перепадов давлений в сборных трубопроводах за счет этого не ожидается. Вязкость водонефтяных эмульсий будет не выше вязкости безводной нефти при температуре в сборных трубопроводах.

2.4 Гидродинамические исследование скважин

На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся два вида гидродинамических исследований:

исследование методом восстановления давления, осуществляемое при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на одном (постоянном) режиме;

комплексное гидродинамическое исследование, включающее исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей остановке скважины для снятия КВД.

Остановка скважин при проведении исследований по изменению статического градиента давления занимает от одной недели до четырех недель, в зависимости от свойств коллектора. Такой временной срок необходим для стабилизации пластового давления в коллекторе. Исследования, ведущиеся при помощи метода КВД, занимают от 2 до 4 недель, а промыслово-геофизические исследования идут от 5 до 7 дней.

Пластовое давление замеряется при помощи следующих методов:

· Остановка скважины до тех пор, пока пластовое давление не стабилизируется, затем проводятся исследования на предмет определения статического градиента (СГ).

· Испытание скважины при помощи метода КВД и последующий анализ кривой восстановления давления с целью оценки параметра проницаемости, строения пласта (сброс и т.д.) и пластового давления в коллекторе.

· Использование данных, считываемых с установленного в скважине стационарного глубинного манометра.

· Проведение исследований, связанных с восстановлением давления, используя при этом данные по замеру давления на устье и технологическую программу по преобразованию этих величин в величины давления на забое скважины.

Гидродинамические методы исследований (ГДИ) добывающих скважин позволяют определять важнейшие фильтрационные параметры пласта и скважин - проницаемость пласта К, проводимость - kh, степень совершенства вскрытия пласта скважиной - так называемой скин-фактор, замерять пластовые, забойные давления, определять коэффициент продуктивности скважин и другие параметры, строить карты изобар.

На основании результатов ГДИ проводится анализ текущего состояния разработки месторождения, эти данные используются при составлении технологических документов на разработку месторождения. Особенно эффективны исследования, которые проводятся систематически.

ГДИ, проводимые в настоящее время на Тенгизе, можно подразделить на 3 группы.

Первая группа исследований - исследование скважин при установившемся режиме эксплуатации. На Тенгизе этим методом исследования охвачен весь фонд скважин.

Вторая группа исследований скважин - исследования при неустановившемся режиме работы скважин, метод кривых восстановления давления (КВД). Методом КВД на Тенгизе исследовано около 100 скважин и определены основные параметры, характеризующие пласт и призабойную зону скважин: проницаемость К, проводимость kh, совершенство вскрытия пласта - скин-фактор S. Эти данные использовались при построении компьютерной гидродинамической модели нефтяной залежи месторождения Тенгиз.

Важную информацию по оценке состояния призабойной зоны пласта несет определение скин-эффекта по данным исследования скважин методом КВД.

На Тенгизе определение этого параметра имеет особенно важное значение в связи с тем, что зачастую бурение при вскрытии пласта ведется на воде без выхода циркуляции. В этой связи шлам не выносится на поверхность и остается в призабойной зоне пласта, а фильтрационные свойства пласта в призабойной зоне снижаются. Удаление шлама, воды и восстановление фильтрационных свойств призабойной зоны оценивается по величине и знаку скин-эффекта. Следует отметить, что проведение соляно-кислотных обработок (СКО) и кислотного гидроразрыва (КГРП) резко снижает величину скин-эффекта. Высокопродуктивные скважины имеют как правило положительный и повышенный скин-эффект.

Третья группа исследований скважин включает методы исследования пласта по взаимодействию скважин и объектов разработки (гидропрослушивание) при возмущении однократном или многократном (метод гармонических волн).

Гидродинамические исследования добывающих скважин позволяют определять не только параметры нефтяного пласта, что само по себе очень важно. В условиях трещиноватого пласта борта и крыльев необходимо выполнить специальные исследования, которые характеризовали бы поведение трещиноватого коллектора в процессе разработки, в первую очередь при изменении пластового давления. Исследования методом установившихся отборов выполнены в большинстве случаев при 2-х режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. Для исследования поведения трещиноватого коллектора необходимо исследование МУО на 4-х - 5 режимах и получение индикаторной диаграммы в широком диапазоне забойных давлений. Если индикаторная диаграмма будет линейной, то это будет означать независимость свойств трещиноватого коллектора от изменения забойного давления, если линейность будет нарушена и индикаторная кривая будет изгибаться в сторону перепадов давления, то это будет означать смыкание трещин в призабойной зоне при низких забойных давлениях. Такие исследования рекомендуется провести по нескольким скважинам борта и крыльев.

2.5 Анализ исследования скважин при неустановившихся режимах (Pressure Transient Test)

Исследования на неустановившихся режимах дают наиболее полную информацию о свойствах пласта. Общая схема проведения этих исследований состоит в следующем. Создают определенное воздействие на пласт, например, изменением дебита или давления в скважине. Затем проводят наблюдение за изменением дебита или давления в некоторой точке пласта. По полученной информации определяют гидродинамические свойства исследуемого пласта. Различают 2 основных вида исследований - исследование скважин и гидропрослушивание.

Исследование скважин заключается в наблюдении за изменением давления или дебита скважины во времени, вызванного изменением режима ее работы. Наиболее часто проводится метод снятия кривой восстановления давления (КВД). Скважину останавливают и следят за восстановлением забойного или устьевого давления во времени. Аналогично снимаются кривые падения давления (КПД) при пуске скважины в работу.

Обсуждение ниже суммирует некоторые из интересных характеристик, наблюдаемых с помощью КВД Тестов (PTT) в Римовой зоне, Крыла и Платформы на Тенгизе. Есть несколько общих заключений, которые могут сделанный о качестве бассейна в различных областях месторождения Тенгиз. Различия в области Рим/Крыла и Платформы диктуют различное применение стратегии стимуляции скважин. Основные заключения на основе КВД тестов:

Данные по КВД в зоне Рим\Крыла различны от данных полученных в Платформе. Рим и Крыло характеризуются чрезвычайно высокой проницаемостью. Восстановление давления, наблюдаемое относительно скважин Рима и Крыла почти мгновенно после продолжительных периодов производства.

Скважины Платформы показывают более типичные радиальные гомогенные восстановление. Проницаемость в Платформе - умеренное 0.2 к 8 мд со средним приблизительно в 2 мд.

Различия в построения КВД между Рим/Крыла и Платформой могут быть соблюдены относительно простого измерения давления/времени в течение построения КВД. Хотя много различных кривых используются, чтобы оценить реакцию построения, значительная информация может быть получена простым обзором сырого отчета построения КВД. Различия в скважинах Рим/Крыло и Платформы могут быть просмотрены ниже в иллюстрациях 1, 2, и 3.

Рис. 1 - Платформа скв. Т-5К. Типичное восстановление для Платформы

Что является очень очевидным, смотря на рисунках 1-3 так это - фундаментальное различие в начальном построения времени между скважинами Рима/Крыла и Платформы. В скважинах Рима и Крыла, произошло мгновенное построение кривой. Это особенно верно на рисунке 3 выше, которая хорошо показывает скважина T-10. Хотя, кажется, что скважина все еще восстанавливается в конце кривой, это происходит только из-за масштаба давления на левой оси.

Рис. 2 - Рим скв. Т-102. Типичное восстановление для Рима

Рис. 3 - Крыло скв. Т-10. Типичное восстановление для Крыла

Скважина T-102 тоже быстро среагировало на восстановление давления, хотя есть сильное различие между забойного давления действующей и закрытой скважине. Это различие происходит из-за чрезвычайного сильного скин-повреждения скважины. В случае если бы скин-повреждение были бы удалены, то это скважина не производило бы без спада и выглядело бы как скважина T-10. Таблица 1 ниже - резюме проницаемости, полученной из тестов скважин Рима и Крыла.

Скв.

Место нахожде-ние

Интервалы перфорации

Интер-вал притока

Высота проницаемости

Проницаемость

Комментарии

фут

фут

мд*фут

фут

T-8

Рим

1040

246

3500

14.3

Имеется двойная проницаемость.

T-10

Крыло

105

105

174803

1665

Проницаемость подсчитана путем сравнения притока и восстановления давления.

T-16

Крыло

171

171

52887

309

Быстрое восстановление давления.

T-43

Крыло

1040

111.2

3070

27.5

Восстановления давления показывает обширное повреждение. S = 115

T-102

Рим

436.35

436.35

21253

48.75

Присутствуют сильное повреждения skin +100.

T-104

Рим

262

262

11919

45

Skin+89

Заключение анализа КВД (РТТ) по зонам Рима/Крыла и Платформы.

Рим и Крыло:

· Высокая проницаемость.

· Быстрое восстановление давления.

· Система имеет превосходную сообщаемость как вертикальная, так и горизонтальная.

· Стимуляционная деятельность должна сфокусироваться на удалении повреждений.

· Продолжительность тестов РТТ и SGS составляет меньше недели.

Платформа:

· Низкая и средняя проницаемость. Классическое медленное восстановления давления радиального гомогенного типа.

· Медленное и среднее восстановление давления в течении значительного закрыто периода.

· Ограниченный эффективный радиус влияния скважины.

· Высокий скин-фактор после закачивания.

· Продолжительность тестов РТТ и SGS составляет от 1 до 2 недель.

· Стимуляционная деятельность должна иметь кислотные обработки. СКО должна увеличить продуктивность скважины.

2.6 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

На данном этапе геологической изученности девонской части разреза месторождения нижняя граница нефти принята условно на отметке минус 5450 м за исключением районов скважин Т-47 и Т-6337.

В целом все объекты образуют единую гидродинамическую систему. Наличие вертикальной гидродинамической связи между объектами через обширные трещиноватые зоны в высокопроницаемых биогермных фациях бортовой и крыльевых частях месторождения доказывается наблюдаемым падением пластового давления во II объекте на фоне незначительных объемов добычи нефти, а также однородностью свойств нефти по всем участкам и интервалам Тенгизского месторождения. Результаты опробования в открытом стволе модульно-динамическим пластоиспытателем (MDT) в процессе проводки скважин T-7252, T-5857, T-6337, T-4346 и T-6261 показали существование между объектом II (ниже рима/фланга объекта I) и объектом I гидродинамической связи через зоны, коллекторские свойства которых определяют трещины. Это подтверждается снижением давления в объекте II, где не было добычи вообще или где отбор нефти был незначительным и не мог повлиять на давление в районе скважин, где отмечено снижение.

Залежи нефти месторождения Тенгиз характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями. Для оценки величины начального пластового давления использовалась связь между значениями пластового давления по скважинам и глубиной, полученными по результатам обработки КВД и замеров статического градиента (SGS) на этапе геологоразведки рассматриваемого месторождения. Для построения зависимости "глубина - пластовое давление" использовались данные по давлениям на глубине замера, максимально приближенной к отметке середины интервала перфорации, чтобы при дальнейшем пересчете через градиент давлений по скважинам к отметке середины перфорационного интервала ошибка за счет поправки была минимальной. Начальное пластовое давление при градиенте вертикального давления 0,0183 МПа/м на глубине минус 4500 м составляет 82,35 МПа.

Пластовая температура на глубине минус 4500 м принята равной 109,4°С по результатам обработки зависимости "глубина - температура". Величина геотермического градиента, полученная в результате термометрических исследований, осуществляемых совместно с замерами начального пластового давления, составила 1,86° С/100м.

Исходя из аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, наличия низкопоровых коллекторов в подошвенной части резервуара, а также учитывая очень слабые притоки пластовой воды из нижней части разреза, разработку месторождения предполагается осуществлять на упруго-замкнутом режиме.

На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся гидродинамические исследования, а именно:

исследование методом восстановления давления, осуществляемое при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на одном (постоянном) режиме;

комплексное гидродинамическое исследование, включающее исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей остановке скважины для снятия КВД;

исследование интерференции между парами скважин.

На дату выполнения настоящей работы гидродинамические исследования на месторождении Тенгиз проводились в 68 скважинах. При этом получить результаты удалось по 60 скважинам, 53 из которых, согласно предложенной в проекте опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз схеме разделения залежей нефти на объекты, по добывным возможностям относятся к I объекту, одна скважина (Т-10) - к III объекту и 6 скважин совместно эксплуатируют I и II объекты. Общий объем проведенных исследований по I объекту составил 127 определений различных параметров пластовой системы, 2 исследования по III объекту и 7 исследований по совместно эксплуатируемым скважинам.

Специалистами ТШО в 1999 г. была разработана методика с использованием электронных приборов типа Scada или "Hyperlogger", которая позволяет проводить замеры режимных рабочих давлений и регистрации кривых восстановления давления на устье скважин и пересчета полученных давлений на забой.

Данная методика позволила ТШО, во-первых, избежать влияния неблагоприятных факторов, воздействующих на измерительные приборы в пластовых условиях и, во-вторых, сократить время и средства, затрачиваемые на проведение исследования.

В течение 2000-2001 гг. только в семи скважинах осуществлены гидродинамические исследования с замером давления на забое с помощью приборов EMS-770 и PSP (скважины Т-5к, Т-42, Т-103, Т-419, Т-463, Т-5050, Т-5056), остальные исследования проведены на устье, хотя общеизвестно, что данные, полученные в результате глубинных исследований, отражают фактическое состояние скважины. Результаты сопоставления исследований, выполненных при помощи "Hyperlogger" с результатами глубинных замеров по скважинам, представлены в работе. Поэтому, в дальнейшем необходимо продолжить исследовательские работы с целью подтверждения применимости методики Hyperlogger (проверка идентичности замеренного и пересчитанного давлений), которые позволят избежать существенных ошибок в определении основных пластовых параметров и при оценке энергетического состояния залежи. И в скважинах, где выполнены только устьевые исследования Т-105, Т-11, Т-40, Т-43, Т-318 необходимо наряду с устьевыми исследованиями проводить также и глубинные замеры при последовательном чередовании исследований на устье и на забое.

Работы по интерпретации КВД в скважинах велись ТШО с использованием программы Pan system. В большинстве исследований необходимо отметить совпадение выбранных моделей скважины, пласта, границ и хорошую сходимость результатов обработок.

В процессе интерпретации, основываясь на поведении кривой производной от давления, построенной в дважды логарифмических координатах (log-log) и учитывая особенности строения Тенгизского коллектора, для каждого исследования выбраны наиболее вероятные модели скважины, резервуара, границ, характеризующие соответственно прискважинную зону, удаленную зону и границы пласта.

Характер поведения кривой производной от давления на конечном участке в одних исследованиях указывает на отсутствие каких-либо границ (возможно границы не зафиксированы импульсом давления), то есть - на бесконечное распространение пласта в горизонтальной плоскости, в других - на наличие в пласте на определенном расстоянии (L) от скважины линейной границы, которая является либо тектоническим нарушением, либо низкопроницаемой зоной с резким ухудшением фильтрационных характеристик коллектора.

Полученные значения скин-фактора от (-6.5) до (-1.1) говорят об улучшенном состоянии призабойной зоны скважин: Т-11, Т-12, Т-40, Т-103, Т-117, Т-124, Т-318. При наличии трещин в прискважинной зоне проявление скин-эффекта незначительное (Smax=0.806).

Высокое значение скин-фактора, свидетельствующее о существенном загрязнении прискважинной зоны, получено для скважин: Т-4, Т-5к, Т-9, Т-102, Т-106. Эти скважины являются первоочередными кандидатами на проведение мероприятий по интенсификации притока (СКО, КГРП).

Динамика гидродинамических исследований выявила изменение таких параметров, как проводимость, проницаемость, скин-фактор, коэффициент продуктивности.

Изменение продуктивных и ёмкостно-фильтрационных характеристик пласта в скважинах вызвано:

проведением мероприятий по дополнительной перфорации продуктивных горизонтов;

проведением мероприятий по интенсификации притока в скважину (СКО, КГРП).

В 2000-2001 г. г. было проведено гидропрослушивание между двумя парами скважин: Т-102 и Т-7; Т-103 и Т-1к для установления гидродинамической связи ними и для оценки основных пластовых характеристик, таких как проводимость, проницаемость, пьезопроводность. В комплексе с ними в возмущающих скважинах проводили исследования методом установившихся отборов.

Недостаточная охваченность гидродинамическими исследованиями скважин, дренирующих II объект как самостоятельно, так и совместно с I объектом, отрицательно сказывается на точности определения осредненных параметров для условий II объекта, и, несомненно, требуется дальнейшее углубленное изучение для уточнения параметров пластовой системы и повышения представительности гидродинамической модели месторождения. В связи с этим при настоящем анализе всей имеющейся базы гидродинамических исследований результаты представлены в целом для Тенгизского месторождения.

Наиболее распространенной для условий данного резервуара является схема проведения гидродинамических исследований, при которой первоначально осуществляется испытание методом установившихся отборов (МУО) при работе скважины на 2-х режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. После этого скважина останавливается на 30 суток для исследования методом восстановления давления со снятием кривой восстановления давления (КВД). При этом достоверность получаемой информации по емкостно-фильтрационной характеристике коллектора повышается с увеличением числа режимов при проведении исследований МУО.

Особенностью проведения гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз на нестационарных режимах является остановка скважин на снятие КВД на 2 недели для скважин платформы и на 1 неделю для скважин склона и борта. При этом фактическое время на снятие КВД колебалось от 9 до 180 часов.

Наиболее представительные результаты гидродинамических исследований скважин месторождения Тенгиз представлены в таблице 3.1.

При разделении залежей нефти по фациальным зонам объем представительных исследований параметров пластовой системы распределился следующим образом.

Результаты исследования скважин и пластов

Наименование

Количество

Интервал изменения

Среднее значение по пласту

Примечание

скважин

измерений

Начальное пластовое давление, МПа

22

22

77,89-85,36

82,35

Принято по завис-ти

Пластовая температура, °С

17

17

99,7-122,3

109,4

Принято по завис-ти

Геотермический градиент, °С/100м

1,86

Дебит нефти, т/сут

57

57

60-2055

788,6

На послед-нюю дату

Обводненность вес., %

0

Газовый фактор, м3/т

506,6

Удельная продуктивность, ,

36

360

000027-0,0374

0,0021

На послед-нюю дату

Удельная приемистость,

-

-

-

-

-

Гидропроводность,

393938-316160

14824

Приведенный радиус, м

36

36

1*10-30-66,51

4,18

Пьезопроводность, 104м2/с

39

39

0,0000015-0,061

0,02

Проницаемость, мкм2

39

39

5*10-4-1,98

0,066

*Дебит газа, тыс. нм3/сут.

Различие характеристики дебитов скважин по фациальным зонам объясняется их емкостными и фильтрационными свойствами, которые для различных фациальных зон существенно отличаются. В нижеследующей таблице приведена сравнительная характеристика толщин подобъектов I объекта в различных фациальных зонах. Как видно из таблицы, толщины подобъектов резко отличаются при переходе из зоны в зону.

Усредненная характеристика толщин подобъектов I объекта в различных фациальных зонах

Зоны

Средняя толщина горизонтов, м

Башкирский

Серпуховский

Окский

Платформа

90

100

240

Марджин

120

750

отс.

Баундстоун

10

350

отс.

Склон

40

200

50

Для оценки параметров коллектора в различных фациальных зонах была проанализирована выборка гидродинамических исследований, выполненных по скважинам месторождения Тенгиз за период разведки и разработки. Такие параметры как проницаемость, гидропроводность и продуктивность скважин (параметр удельной продуктивности скважины не исследовался, так как в него вносится некоторая доля условности при использовании работающей мощности по РLТ) осреднялись для максимальных и минимальных значений по группам скважин, попавших в те или иные фациальные зоны. Результаты обработки приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Фильтрационная характеристика пласта и скважин по данным гидродинамических исследований

№п

№ скв.

Участок

К проницаемость, мД

КЧh проницаемость ґ толщину, мДЧм

Гидропроводность, мДЧм/сп

h вскрытая тол-щина, м

Q дебит, т/сут.

Коэфф. продук-тивности, т/сутки/ бар

1

1К

Борт

105,5

6752

33760

64

1958

45

2

3К

Платформа

0,76

76

380

100

971

4,6

3

4

Борт

2,24

266,56

1333

119

444

1,26

4

5К

Платформа

0,62

62

310

100

408

1,56

5

6

Борт

1038

6,42

6

7

Борт

0,59

157,53

788

267

625

3

7

8

Борт

3,2

918,4

4592

287

667

4

8

9

Борт

46,2

7068,6

35343

153

1158

42,2

9

10

Склон

1976

63232

316160

32

1400

47,9

10

11

Платформа

1,86

187,86

939

101

300

2

11

12

Склон

3,67

216,53

1083

59

936

8,3

12

15

Платформа

5,64

558,36

2792

99

811

8

13

16

Склон

186

9672

48360

52

731

18

14

20

Борт

378

33

15

21

Платформа

8,43

531,09

2655

63

299

1,6

16

23

Борт

1377

28,5

17

27

Борт

60,8

3952

19760

65

1530

42

18

28

Борт

1534

30,5

19

38

Склон

200

0,6

20

40

Склон

125

0,8

21

42

Склон

15,4

4697

23485

305

1400

149,5

22

43

Склон

9,9

3583,3

17919

362

796

13,9

23

44

Борт

6,83

751,3

3757

110

523

10,2

24

47

Склон

483

1,5

25

72

Платформа

1,32

286,44

1432

217

200

0,8

26

102

Борт

30,14

3646,94

18235

121

754

3,4

27

103

Борт

2

318

1590

159

1075

4

28

104

Борт

38, 19

3055,2

15276

80

700

1,52

29

105

Платформа

1,94

157,14

786

81

213

1,3

30

106

Платформа

1,3

78

390

60

125

0,6

31

107

Платформа

1,29

96,75

484

75

60

0,166

32

108

Борт

1624

56,6

33

110

Платформа

250

0,6

34

111

Платформа

1,405

101,16

506

72

626

3,1

35

112

Платформа

1,15

113,85

569

99

640

4,16

36

113

Платформа

0,55

119,9

600

218

700

8

37

114

Борт

400

1,18

38

115

Платформа

1,07

149,8

749

140

446

1,2

39

116

Платформа

23,66

757,12

3786

32

844

18,6

40

117

Платформа

0,05

7,6

38

152

300

1

41

118

Борт

2055

29

42

119

Платформа

0,1392

16,704

84

120

70

0,176

43

120

Платформа

0,55

137,5

688

250

325

0,96

44

121

Платформа

1

76

380

76

118

0,48

45

122

Борт

42,2

1477

7385

35

2035

18,5

46

123

Платформа

0,472

82,128

411

174

255

0,53

47

124

Платформа

0,36

75,24

376

209

373

0,82

48

220

Платформа

1,65

704,55

3523

427

1598

5,9

49

317

Платформа

3,51

803,79

4019

229

514

2,6

50

318

Платформа

2,53

680,57

3403

269

1200

9

51

320

Борт

1563

43

52

419

Платформа

526

1,9

53

463

Склон

350

1,2

54

1100

Склон

1953

40

55

1101

Борт

993

5

56

5050

Платформа

498

1,91

57

5056

Борт

1474

5,08

58

5857

Борт

4,97

Средние значения:

По месторождению

66,41

14823,7

144,4

13,5

По борту

30,7

12893

133

19,2

По платформе

2,66

1274

146

4,1

По склону

438,2

81401

162

31,3

Платформа. Проницаемость оценивалась по 23 скважинам с диапазоном от 0,00059 до 0,1055 мкм2 при среднем значении 0,0027 мкм2. Средняя величина гидропроводности составила 1274 (23 определения).

Коэффициент продуктивности на последнюю дату определялись по 27 скважинам, средняя величина которого при этом принята равной 0,41 т/сут /МПа.

Борт. Среднее значение фильтрационной характеристики по результатам 11 определений равняется 0,0307 мкм2. Величина гидропроводности менялась от 788 до 35343 при среднем значении 12893 (11 определений).

Коэффициент продуктивности по результатам исследований варьировался от 0,118 до 5,6 т/сут /МПа при среднем значении 1,92 т/сут / МПа (20 определений).

Склон. Наименее изученным по результатам гидродинамических исследований является данная фациальная зона - 5 определений проницаемости, средняя величина которой составляет 0,4382 мкм 2; 5 определений гидропроводности, изменяющейся от 1083 до 316160 при среднем значении 81401 . Маскимальное значение гидропроводности отмечено по скв. Т-10. Очевидно, что при такой гидропроводности величина продуктивности по данной зоне превышает аналогичную характеристику других фациальных областей. По результатам 11 определений среднее значение коэффициента продуктивности для условий склоновой части месторождения составило 3,13 т/сут / МПа при разбросе значений от 0,06 до 14,95 т/сут / МПа.

Гидродинамические исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах входят в обязательный комплекс промысловых исследований, и должны проводится в объеме, предусмотренном Технологической схемой.

На 01.01.07 гидродинамические исследования на Тенгизском месторождении проведены в полном объеме, предусмотренным в Технологической схеме. В течение 2005-06 гг. с целью оценки продуктивных и фильтрационно-емкостных свойств (ФЁС) пласта и состояния призабойной зоны были проведены 56 гидродинамических исследований. Из них 12 исследований методом анализа КВД (PTT) и гидропрослушивания (SGI) и 16 исследований по определению профиля притока в 2005 году (PLT), 4 исследований PTT и 24 PLT - в 2006 году. Также были проведены замеры статического градиента давления и температуры (ЗСГ) на забоях скважин. В 2005 году 28 замеров и 22 замера в 2006 году. Для этих замеров использовались глубинные приборы Шлюмберже и стационарные глубинные манометры. Также с помощью стационарных глубинных манометров ТШО ведет мониторинг динамического забойного давления по времени в 34 скважинах. Эти приборы также позволяют записать КВД во время незапланированных останов скважин. В дополнение к гидродинамическим исследованиям ТШО провел 34 каротажных работ по определению пористости и насыщенности коллектора, из них 11 работ в 2005 году и 23 работ в 2006 году.

В 2006 году были проведены работы по отбору глубинных проб пластовой жидкости в 3 скважинах с целью сравнения физико-химических свойств флюида.

В таблицах 3.2.1 и 3.2.2 приведено количество проведенных исследований по годам.

Таблица 3.2.1 - Промыслово-гидродинамические исследования, проведенные в 2005 году

ЗСГ

КВД и гидропрослушивание

PLT

Кавернометрия

RST

21

3.01.05

20

14.02.05

4748

27.02.05

20

15.02.05

111

13.01.05

419

18.02.05

114

27.02.05

14

5.03.05

419

19.02.05

21

20.01.05

103

20.02.05

8

20.03.05

5963

15.03.05

21

24.02.05

115

5.02.05

102

26.02.05

115/317/220/5646 (SGI)

22.03.05

6846

22.03.05

124

28.02.05

112

14.04.05

5k

14.03.05

72/5044/5246 (SGI)

23.03.05

3938

30.03.05

8

28.03.05

115

15.06.05

5246

29.03.05

4635/43

5.05.05

105

20.04.05

112

18.04.05

116

17.06.05

4

2.04.05

317 (SGI)

14.05.05

4

25.04.05

116

8.05.05

120

2.08.05

12

9.04.05

21/5646/220 (SGI)

30.05.05

123

5.06.05

47

24.05.05

14

16.08.05

5044

22.04.05

106/5044 (SGI)

20.06.05

21

21.07.05

1nt

28.05.05

317

14.10.05

116

7.05.05

317/5444 (SGI)

15.10.05

6743

30.07.05

8nt

30.05.05

318

12.12.05

38

13.05.05

5K/15 (SGI)

25.10.05

124

10.08.05

115

15.06.05

113

6.12.05

44

16.05.05

14/5447 (SGI)

26.10.05

7450

23.08.05

9

20.06.05

20

20.05.05

4629

30.08.05

10

16.07.05

47

21.05.05

6658

26.10.05

120

24.07.05

1k

6.06.05

4556

6.11.05

113

5.12.05

115

13.06.05

6457

14.11.05

108

14.06.05

9

20.06.05

8

22.06.05

117

23.06.05

118

21.07.05

317

26.07.05

28

22.08.05

6

17.09.05

113

2.10.05

43

23.10.05

72

21.12.05

5857

30.12.05

Таблица 3.2.2 - Промыслово-гидродинамические исследования, проведенные в 2006 году

ЗСГ

КВД

PLT

Кавернометрия

RST

122

3.03.06

318/5447

3.03.06

5050

18.01.06

44

2.10.06

116

5.02.06

23

18.04.06

112

10.05.06

3948

19.01.06

24

6.11.06

72

23.02.06

7

25.04.06

21

7.06.06

116

4.02.06

5050

27.02.06

320

2.05.06

108/5056/9

27.07.06

72

21.02.06

117

6.03.06

1101

5.05.06

5442

3.03.06

5442

9.03.06

44

27.06.06

5442

10.03.06

102

29.03.06

6846

30.06.06

113

14.03.06

104

17.04.06

104

28.07.06

102

30.03.06

23

20.04.06

119

21.08.06

117

2.04.06

5850

2.05.06

105

12.11.06

5660

7.04.06

1101

5.05.06

15

ПГМД

104

16.04.06

28

23.05.06

220

ПГМД

23

22.04.06

44

28.05.06

5848

ПГМД

5632

23.04.06

38

19.06.06

72

ПГМД

29

8.06.06

419

1.07.06

5242

ПГМД

38

21.06.06

4

6.07.06

5442

ПГМД

6743

23.06.06

320

18.07.06

5848

ПГМД

320

19.07.06

1k

6.08.06

42

ПГМД

5853

31.08.06

8

9.09.06

5850

ПГМД

8

12.09.06

220

16.09.06

318

ПГМД

220

18.09.06

44

29.09.06

25

ПГМД

44

1.10.06

42

11.10.06

31

ПГМД

42

13.10.06

6

21.10.06

6

22.10.06

5646

24.10.06

5646

27.12.06

Результаты гидродинамических исследований приведены в таблицах 3.2.3-3.2.4 Полученные параметры ФЕС месторождения варьирует в пределах значений, приведённых в Технологической схеме и Анализе разработки.

Таблица 3.2.3 - Результаты гидродинамических исследований за 2005-2006гг. методом КВД (РТТ)

№№ скв.

Местоположение

Толщ. пласта, м

Дата исслед.

Коэф-т проницаемости, мкм 2

Коэфф. продук-тивности, м 3/сут*МПа

Гидропровод., мкм 2* м/мПа*с

Коэф. пьезопровод., м 2/с

Скин - фактор

Проводимость, мкм 2*м

8

борт

442

03.05 г

0.138

2785.4

0.0143

2300

612.8

20

борт

23

14.02.05 г

2.521

2730

263.6

0.184

32

58

112

платф.

217

05.05 г

0.005

5.14

0.0005

-2

1.16

114

борт

140

02.05 г

0.007

59.6

4.227

0.0005

22

0.93

317

платф.

235

15.05.05г

0.0004

0.477

0.00004

-3

0.11

Таблица 3.2.4 - Результаты гидродинамических исследований в скважинах, исследованных на гидропрослушивание

№№ скв. реагир.

Местоположение

Дата исследов.

№№ скв. возмущ.

Местоположение

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены