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 заканчивания.
Продолжительность тестов РТТ и SGS составляет от 1 до 2 недель.
Стимуляционная деятельность должна иметь кислотные обработки. СКО должна увеличить продуктивность скважины.
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 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.
Дата добавления: 2018-09-23; просмотров: 185; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!