Диссертация (1173007), страница 18
Текст из файла (страница 18)
были проведены несколькоциклов ПГИ на технологической депрессии, по которым удалось проследить заизменением во времени не только суммарного дебита, но и индивидуальныхдебитов каждого из пластов, и на основе данных параметров оценить для каждогоиз эксплуатационных объектов пластовые давления и фильтрационные свойства.Синхронно с момента ввода в эксплуатацию скважины выполнялсядолговременный мониторинг давления на забое с помощью стационарного датчикана приеме ЭЦН, это позволило определить совместные фильтрационныепараметры пластов, что далее позволило оценить индивидуальные параметры ипозволило на порядок увеличить информативность исследований. Подробнеерассмотрим каждое ПГИ.Первое исследование было проведено 29.09.2013года, через полгода послевводаскважинывэксплуатацию.Производилосьонопотехнологиирекомендованной и технологически обоснованной автором в предыдущих главахдиссертационной работы.
Для подготовки подземного оборудования скважина120была остановлена. В конце цикла остановки выполнен фоновый замер температуры(TF). Затем был начат отбор на технологической депрессии. Дебит притока оставил80м3/сут, обводненость продукции 40%. В первые сутки отбора в скважинезарегистрирована серия разновременных термограмм ТЭЦН (последняя ТЭЦН-29 –через 29 часа после запуска насоса). Результаты данного исследованияпредставлены на рисунке 4.5.Поведение теплового поля в остановленной скважине (термограмма Tf),идентичноранеерассмотреннымпримерам,характерногоприближениятемпературы в стволе к геотермической не наблюдается.
Распределениетемпературы между пластами ****1-3 и ****3-5 свойственно движению жидкостипо стволу вниз. Однако, уже после первых часов запуска скважины в работувлияние технологического режима отбора на тепловое поле начинает преобладать,инаблюдаетсяхарактерноеэкспоненциальноеповедениетемпературы,соответствующее движению жидкости по стволу вверх.Для оценки дебитов пластов в данной скважине использована термограмма(Тэцн-29) при долговременном технологическом отборе. Условия на этом режимеоказались благоприятными на для применения усовершенствованной авторомметодики.
Поведение температурного поля на данном режиме отражает суммарныйобъемный дебит движущихся в стволе компонент.По результатам исследований видно, что оба пласта после запуска скважиныработают, но доля верхнего ****1-3 в суммарном дебите преобладает и составляет84%, соответственно оставшиеся 16% приходится на нижний пласт. Методыопределениясостава(влагометрия,резистивиметрия)отражаютхарактерзаполнения ствола и по данным этих методов ниже подошвы пласта ****1-3 стволзаполнен смесью воды и нефти.121Рисунок 4.5 - Результаты исследований скважины 207.
I- колонка глубин, IIвскрытые объекты, III- конструкция скважины со схемой движения флюида постволу, IV -диаграммы гамма метода (ГМ) и локатора муфт (ЛМ), Vрезультаты термометрии (TG – геотермограмма, Tf – фоновая термограмма,Tэцн- термограмма в действующей скважине, А, В – интервалы вне работающихпластов, выбранные для оценки дебитов), VI – результаты барометрии, VII –результаты влагометрии, VIII –результаты резистивиметрииСледующее исследование было проведено еще через полгода эксплуатации30.03.2014года.Нарисунке4.6представленырезультатыисследования,проведенного по идентичной технологии.
Термограмма, соответствующаястабильному режиму отбора (ТЭЦН-33) получена через 33 часа после запуска насоса.122Мы видим, что за прошедшее время эксплуатации, интенсивность перетока встатике из верхнего пласта на нижний увеличилась. Это выражается в уменьшенииградиента температурной аномалии и ее большем отклонении от условнойгеотермограммы, чем в предшествующем исследовании. Как и в предыдущемслучае, по характеру изменения температуры по глубине вне интервалов притокапо авторской методике определен вклад работы каждого пласта. Видно, что доля впритоке нижнего пласта существенно уменьшилась.Рисунок 4.6 - Результаты исследований скважины 207.
I- колонка глубин, IIконструкция скважины со схемой движения флюида по стволу, III-результатыГИС в открытом стволе (диаграммы индукционного метода (ИМ) и методасамопроизвольной поляризации (СП)), IV-диаграммы гамма метода (ГМ) илокатора муфт (ЛМ), V-результаты термометрии (TG – геотермограмма, TF –фоновая термограмма, Tэцн- термограмма в действующей скважине, А, В –интервалы вне работающих пластов, выбранные для оценки дебитов) , VI –результаты барометрии, VII –результаты резистивиметрии,VIII – результатывлагометрии123Следующее исследование провели 18.10.2014года, технология осталасьпрежней (рис.4.7).
По результатам термометрии мы можем диагностироватьинтенсивный приток из верхнего пласта ****1-3. Что касается интерваланижележащего пласта ****3-5, термометрия на технологической депрессии здесьпотеряла информативность, 29 часов эксплуатации скважины (что существеннобольше, чем период ее предшествующего простоя 18 часов) уже не хватает дляформирования распределения температуры, характерного для стабильного отбора.В этом случае дать оценку вклада нижнего пласта в суммарный дебит притоканельзя.
Методы определения состава (влагометрия, резистивиметрия), отражаютзаполнение ствола преимущественно водой ниже подошвы пласта ****1-3.124Рисунок 4.7 - Результаты исследований скважины 207. I- колонка глубин, IIконструкция скважины со схемой движения флюида по стволу, III-результатыГИС в открытом стволе (диаграммы индукционного метода (ИМ) и методасамопроизвольной поляризации (СП)), IV-диаграммы гамма метода (ГМ) илокатора муфт (ЛМ), V-результаты термометрии (TG – геотермограмма, TF –фоновая термограмма, Tэцн- термограмма в действующей скважине, А, В –интервалы вне работающих пластов, выбранные для оценки дебитов) , VI –результаты барометрии, VII –результаты резистивиметрии,VIII – результатывлагометрииИ наконец, по результатам следующего исследования от 17.02.2015года(рис.
4.8), видно, что продолжается постепенная задавка нижележащегопласта, по характерному поведению термограммы в статике.125Соответственно процесс расформирования теплового поля перетока,сформировавшегося в статике, после запуска ЭЦН протекает еще медленнее.Рисунок 4.8 - Результаты исследований скважины 207 (17.02.2015г). I- колонкаглубин, II- конструкция скважины со схемой движения флюида по стволу, IVдиаграммы гамма метода (ГМ) и локатора муфт (ЛМ), V-результатытермометрии (TG – геотермограмма, TF – фоновая термограмма, Tэцн –термограмма в действующей скважине, А, В – интервалы вне работающихпластов, выбранные для оценки дебитов), V – результаты барометрии, VI –результаты резистивиметрии, VII – результаты влагометрииОписанную выше динамику постепенной задавки нижележащего пластавышележащим четко иллюстрирует рисунок 4.9, в окне планшета (V)представленытермограммы,вдлительнопростаивающейскважине,зарегистрированные в четырех описанных выше циклах исследования.126Сопоставление термограмм наглядно иллюстрирует факт, что современем дебит перетока из верхнего пласта ****1-3 в нижний ****3-5 растет.Термограммы со временем выполаживаются и удаляются от условнойгеотермограммы.Рисунок 4.9.
Результаты исследований скважины 207. I- колонка глубин, IIконструкция скважины, III-результаты ГИС в открытом стволе(диаграммы индукционного метода (ИМ) и метода самопроизвольнойполяризации (СП)), IV-диаграммы гамма метода (ГМ) и локатора муфт(ЛМ), V-результаты термометрии (TG – геотермограмма, TF –термограммы в длительно простаивающей скважине полученные приразличных циклах исследования)Наиболее очевидный вывод, который можно сделать из полученныхрезультатов состоит в том, что со временем наблюдается рост пластового127давления объекта ****1-3.
Это подтверждают и промысловые данные: в пластидет интенсивная закачка, его обводненость в настоящее время составляетболее 70%, а пластовое давление превышает гидростатическое более чем на 20атм.Информация о высоком давлении в верхнем пласте также подтверждаетсярезультатами гидродинамических исследований. ГДИС, которые выполнены потехнологии регистрации кривой стабилизации давления полученной с помощьюдатчика ТМС под ЭЦН. Для интерпретации этих материалов использован метод«Decline-Analyze» и алгоритмы программного комплекса «Topaze» компанииKappa Engineering. Мониторинг изменения давления проводился непрерывно смомента запуска скважины и в процессе ее дальнейшей работы [77].На рисунке 4.10 представлен обзорный график исследования.
На рис.4.11 –результаты log-log диагностики цикла КСД.Рисунок 4.10 - Результаты совмещения исходных (точки) и расчетных (линии)кривых давления при запуске и последующем мониторинге работы скважины.Верхняя часть – кривые дебита жидкости, нижняя часть – кривые давления128Давление [атм]10010110100Время [ч]100010000Рисунок 4.11 - График Log-Log анализа цикла КСДLoglog plot: Int[(pi-p)*q_ref/q]/te and d[Int[(pi-p)*q_ref/q]/te]/dln(te) [атм] в зависим. от te/2 [ч]Исследования подтверждают, что скважина испытывает на себе воздействиесистемы ППД - забойное давление и дебит остаются постоянными, на конечномэтапе исследования при постоянном забойном давлении наблюдается рост дебита.Порезультатамсовместнойинтерпретациисистемыопределеныинтегральные параметры двух пластов совместно: пластовое давление ифильтрационныехарактеристики.Протоколрезультатовисследованияпредставлен в таблице 4.4.Таблица 4.4Протокол результатов исследования.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
