Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин и пластов
Методика проведения исследований
Испытания проводились как в открытом стволе скважин в процессе бурения с буровых установок Уралмаш–3Д, БУ–3000 БД, А–50, Азинмаш–43–А, Бакинец–3М и УПТ–50, так и в обсаженном стволе после цементажа эксплуатационной колонны.
Испытания в необсаженном стволе проведены в скважинах комплектом ИП типа КИИ–146 на трубах ЗПКМ–146 или ЗПКМ–146–2М. Герметичность колонны и арматуры проверялась опрессовкой давлением путем нагнетания технической воды до 15 МПа и снижением уровня жидкости в колонне до 1000м. На устье устанавливалась фонтанная арматура АФТЗ–65–210. Фонтанная арматура должна быть опрессована на ее рабочее давление до установки. После шаблонирования колонны и промывки ствола скважины приступали к перфорации интервалов, намеченных геологической и геофизической службами к испытанию, устье скважины оборудовалось противовыбросовой перфорационной задвижкой, заполнялся глинистый раствор с параметрами, обеспечивающими противодавление на пласт при его вскрытии. Вскрытие пластов осуществлялось кумулятивными перфораторами: корпусными ПНКТ–89, бескорпусными ПКС–105, ПКС– 80, ПР–43, ПР–54. Плотность прострела составила от 6 до 28 отверстий на 1 погонный метр, а общее количество отверстий колеблется от 24 до 400. В скважинах 2, 2322 проведена гидропескоструйная перфорация на глинистом растворе. Насосно–компрессорные трубы спускались до верхней границы интервала перфорации и выше его на 1 – 26 м. Вызов притока из пласта осуществлялся сменой глинистого раствора на техническую воду, при отсутствии перелива последующим снижением уровня жидкости в колонне буферным способом от 1 до 10 раз с помощью компрессора УКС–400. Очистка фонтанирующих объектов производилась на диафрагмах оптимальных диаметров в зависимости от интенсивности притока. Освоение газовых объектов продолжалось до получения чистой продукции и полной очистки призабойной зоны пласта от примесей технической воды и фильтрата бурового раствора. Освоение водоносных объектов продолжалось до получения постоянства физико– химического состава воды, установленного по полевому анализу (не менее трех проб). После очистки ствола скважины производился комплекс исследовательских работ, предусмотренных по каждому объекту в зависимости от характера притока. Замеры забойного и пластового давлений производились глубинными манометрами: МГН–2–400, МГН–2–250, МГП–250, МГИ–2–400; забойной и пластовой температуры – максимальными ртутными термометрами. Пруверное, трубное и затрубное давления на устье замерялись образцовыми манометрами МО–100 и МО–160 с пределами измерения 10–16 МПа. В ходе гидродинамических исследований или в конце их отбирались поверхностные и глубинные пробы пластовых флюидов с помощью пробоотборников ПД–3М и ВПП–300. Пробы конденсата отбирались во время газоконденсатных исследований после сепаратора. Анализы производились в Центральной лаборатории концерна «Тюменьгеология», «ЗапСибНИГНИ» и ООО «Геодата». В процессе бурения в 2 скважинах (№№ 72, 98) проведено опробование пластов с помощью комплекта испытательных инструментов КИИ–2М–146.
|
|
|
|
|
|
По месторождению отмечается большое количество объектов, по которым результаты испытания противоречат данным ГИС. По каждому такому объекту, дается объяснение.
Недостатками испытания являются:
1. Неверный выбор интервала перфорации по ряду объектов, в результате чего прострелены интервалы, содержащие по данным ГИС газ с водой;
2. Испытание в скважинах при отсутствии качественного цементажа эксплуатационной колонны;
3. Недостаточный отбор жидкости из водоносных объектов.
Методика определения параметров пластов
В исследовательских работах по определению продуктивности скважин и параметров пластов применялись следующие методы:
1. исследование скважин при установившихся режимах фильтрации (снятие и обработка индикаторной диаграммы);
|
|
|
2. исследование скважин при неустановившихся режимах (запись и обработка кривой восстановления давления, снятие кривой притока).
При исследовании скважин на стационарных режимах (метод противодавлений или установившихся отборов) определяют:
- зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье;
- оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничения;
- уравнение притока газа к забою скважины;
- коэффициенты фильтрационного сопротивления;
- абсолютно–свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины;
- условия разрушения призабойной зоны;
- изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита газа.
При испытаниях скважины методом установившихся отборов измеряют для каждого режима дебит газа, температуру и давление на головке и затрубном пространстве. Давление и дебит измеряются непрерывно, начиная с момента пуска скважины до стабилизации этих параметров на данном режиме работы. Данные всех измерений зарегистрированы в журнале испытаний.
Современные цифровые устьевые и глубинные приборы позволили получить максимум исчерпывающей информации при испытании пластов. Газодинамические исследования на нестационарных режимах фильтрации обрабатывались с привлечением производной давления в билогарифмических координатах. В результате анализа исследований нестационарных режимов фильтрации получены пластовые давления и температура, фильтрационные параметры пласта, проведена оценка состояния призабойной зоны, выявлены неоднородности пласта там, где импульс давления достиг границы. Итогом интерпретации стационарных режимов фильтрации стали графики кривых притока пласта, фильтрационные коэффициенты скважин, абсолютно свободный дебит.
|
|
|
Рисунок 2.3.1 – Максимальные дебиты, полученные при испытании объектов
Вывод методики определения параметров пластов, Южно-Тамбейского месторождения:
1. Некоторое количество, предоставленных исследований на стационарных режимах работы скважины не подлежит обработке, вследствие создания максимальных депрессий на пласт или в связи с малым временем работы скважины, не вышедшей на режим стабилизации забойного давления.
2. Анализируя результатыисследований скважин, можно условно разделить пласты на 4 группы:
– Практически сухие, к ним относятся пласты Ю4, Ю3 и Ач ;
– Низкопродуктивные, с дебитом газа до 150 м3/сут
– Высокопродуктивные, с дебитами газа от 400 и выше
3. Пласты ачимовской толщи и юры изучены в 3–х скважинах в 6–ти объектах, что не позволяет прогнозировать их продуктивные и гидродинамические параметры.
4. Исследования, проведённые КИИ в открытом стволе скважины неэффективны.
Недостатками испытания объектов являются:
– неверный выбор интервала перфорации по ряду объектов, в результате которого оказались проперфорированы интервалы, насыщенные по данным ГИС газом и водой;
– испытание в скважинах, при отсутствии качественного цементажа эксплуатационной колонны;
– высокие депрессии, что не удовлетворяет регламенту по исследованию газоконденсатных объектов;
– отсутствие замеров забойных давлений, дебита воды, что не позволило оценить величину депрессии при исследованиях, вносит погрешность в определение дебита конденсата;
– недостаточная продолжительность отработки скважин (часто не превышает 12 час.), недостаточного для стабилизации работы скважин (11 объектов, из которых притока не получено). По ряду объектов информация о продолжительности проведения исследований отсутствует;
– сведения о гидратообразованиях в актах (первичной документации) отражены фрагментарно;
– не на всех режимах проводились замеры воды;
– в гидрогеологических объектах недостаточный отбор жидкости из пласта.
5. По результатам интерпретации исследований за 2011–2013гг сделаны следующие выводы:
– Новые исследования подтвердили низкую продуктивность пластов ТП26, ТП25, ТП22, ТП17, ТП122, ТП10 (дебиты газа до 150 м3/сут). Однако пласты ТП17, ТП6, ХМ3 оказались средними по продуктивности (от 150 до 400 тыс.м3/сут).
– Подтвердилась средняя продуктивность пластов ТП21, ТП20, ТП19, ТП14–15, ТП8, ТП6, ПК1 (дебиты газа от 150 до 400 м3/сут). Пласт ТП11 – низкопродуктивный. – Подтвердилась высокая продуктивность пластов ТП7, ТП5, ТП41, ТП2, ТП21, ХМ2 и ХМ1, по которым были получены устойчивые дебиты газоконденсатной смеси свыше 600 тыс.м3/сут. По результатам интерпретации данные пласты характеризуются наиболее высоким параметром kh (за исключением ТП21).
– По результатам значительной части исследований отмечается положительный механический скин, характеризующий загрязнение призабойной зоны пласта. Пределы изменения: (–0.9–51.5).
– По ряду объектов отмечен высокий положительный скин–фактор, связанный в первую очередь с неполным вскрытием пласта и турбулентностью потока в призабойной зоне пласта.
– Полученные параметры послужили основой для построения моделей скважин для сети сбора, а также использовались при настройке гидродинамических моделей пластов.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 924; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!