Нет ничего плохого в том, когда человек владеет богатством. Но плохо, если богатство завладевает человеком. © Билли Грэм 1124 - | 831 - или читать все...
Обратная связь Пожаловаться на материал

Результаты исследования скважин и пластов


⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 16Следующая ⇒

Наименование

Количество

 Интервал изменения Среднее значение по пласту Примечание
  сква-жин изме-рений      
1 2 3 4 5 6
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, 36360,000027 - 0,03740,0021На послед-нюю дату          
Удельная приемистость, ----          
Гидропроводность, 393938 - 31616014824          
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 Кh проницаемость  толщину, мДм Гидропроводность, мДм/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 мкм2; 5 определений гидропроводности, изменяющейся от 1083 до 316160  при среднем значении 81401 . Маскимальной 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 значеий, приведённых в Технологической схеме и Анализе разработки. н

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

№№ скв. Местоположение Толщ. пласта, м Дата исслед. Коэф-т проницаемости, мкм2 Коэфф. продук-тивности, м3/сут*МПа Гидропровод., мкм2* м/мПа*с Коэф. пьезопровод., м2/с Скин - фактор Проводимость, мкм2*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

Дата добавления: 2018-09-23; просмотров: 459; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:


⇐ Предыдущая6789101112131415Следующая ⇒


Мы поможем в написании ваших работ!
.
.
© 2014-2024 — Студопедия.Нет — Информационный студенческий ресурс. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав (0.036)