Диссертация (1173007), страница 19
Текст из файла (страница 19)
Модель – скважина с трещиной –бесконечной проводимости, однородный пласт.ПараметрыЗначенияКоэффициент гидропроводности ((Д*см)/сПз)Коэфф.продуктивности(наконец1.78исследования)0.32м3/(сут.*атм.)Проницаемость (мД)0.5Интегральный скин-фактор-5.5Полудлина трещины (м)49129Окончание таблицы 4.4Давления на ВНК(а. о. -2600м) пласт ****1-3Начальное пластовое давление (16.05.2013) (атм)284Текущее зарегистрированное давление (03.03.2015) (атм)68Текущее рассчитанное пластовое давление (03.03.2015) (атм)257На основе данных ГДИС выполнена оценка индивидуальных пластовыхдавлений работающих совместно пластов.Исходными данными для расчетов являются следующие результаты ПГИ:дебиты пластов на технологическом режиме отбора;дебит перетока между пластами в статике;давления в стволе скважины в интервале пластов.Результаты представлены в таблице 4.5.Таблица 4.5Протокол результатов исследованияДата/ Параметры29.09.201330.03.201428.10.201417.02.2015Q1(Пласт ****1-3)66.8575458Q2(Пласт ****3-5)13.2532Q3(переток)8.88.52024ΣQ80625760Рз(Пласт ****1-3)45414444Рз(Пласт ****3-5)66626565Рпл(Пласт ****1-3)264268270266Рпл(Пласт ****3-5)230152112100РплΣ258250243238Таким образом, выполненные расчеты подтверждают, что за счетнеравномерной выработки и влияния нагнетания текущие пластовые давления во130вскрываемых совместно объектах существенно отличаются друг от друга.
Похарактеру изменения пластового давления видно, что влияние системы ППД наверхний пласт проявляется гораздо раньше, чем на нижний. Вследствие этогоразличие давления между пластами непрерывно растет.Высокое давление в верхнем пласте дополнительно иллюстрируетсярис.4.12, где приведено карты текущих пластовых давлений по объектам ****1-3 и****3-5 (результатом анализа текущего энергетического состояния пластов наоснове совокупных данных по близлежащим скважинам). Согласно даннымтекущее пластовое давление на верхний пласт (по состоянию на январь 2015г)составляет 260 атм, на нижний 160 атм.
Это подтверждает сделанный ранее выводо высоком давлении в верхнем пласте. Однако нельзя не заметить, что давление внижнем пласте по результатам ГДИС существенно меньше, чем оцененное в этомрайоне по картам изобар (рисунок 4.12). Скорее всего, из-за высокого давлениянагнетательных скважин и низкой проницаемости пласта среднее пластовоедавление завышено.Рисунок 4.12 - Фрагменты карты изобар для пластов ****1-3 и ****3-5 врайоне скважины 207131В рассматриваемой скважине ранее по результатам гидродинамическихисследований были оценены проницаемость и скин-фактор системы совместновскрытых пластов k= 0.5 мД, s=-5.5.По совокупности перечисленных данных возможна индивидуальная оценкапроницаемостей и скин-факторов. Алгоритм решения этой задачи был ранееописан в работе. Один из подходов использует известное априори соотношениепроницаемостей пластов. Для рассматриваемой скважины оценка параметров пообъектам ****1-3 и ****3-5 и выглядит следующим образом (таблица 4.6):Таблица 4.6Параметры объектовПараметры****1-3****3-5Σhэфф, м89.617.6kпр, мД0.90.20.5ε, Д*см/сПз1.40.41.8S-5.4-5.53-5.5Результаты подтверждают раннее изложенный анализ, на продуктивностьвлияет изменение пластового давления, ухудшения фильтрационных свойствпластов во времени не наблюдается.После проведенных исследований в 2015 году продолжался постепенныйрост доли воды в составе притока и к ноябрю 2015 года при суммарном дебите65м3/сут обводненность продукции составляла 75%.
После этого было приняторешение об изоляции вышележащего обводненного пропластка ****1-3, и бурениибокового горизонтального ствола с ГРП в пласт ****3-5 в феврале 2016 года.После бурения бокового ствола скважина запустилась с постоянным дебитом28м3/сут и обводненностью продукции 15%, что позволило не только увеличитьобъем добычи нефти, но и снизить затраты на извлечение воды.После проведения ГТМ в скважине ПГИ не проводились, но так как вскважине висел датчик ТМС на приеме ЭЦН, было проведено исследование ГДИС.132Для интерпретации цикла КСД также использовался метод «Decline-Analyze» иалгоритмы программного комплекса «Topaze» компании Kappa Engineering.Мониторинг изменения давления проводился непрерывно с момента повторногозапуска скважины и в процессе ее дальнейшей работы, до 07.2016 года, далее из-заотказа работы датчика не удалось продолжить мониторинг.На рисунке 4.13 представлен обзорный график исследования после ГТМ.
Нарисунке 4.14 – результаты log-log диагностики цикла КСД.Рисунок 4.13 - Результаты совмещения исходных (точки) и расчетных (линии)кривых давления при запуске и последующем мониторинге работы скважины.Верхняя часть – кривые дебита жидкости, нижняя часть – кривые давления133Рисунок 4.14 - График Log-Log анализа цикла КСДНа графике в Log-Log масштабе диагностируется линейный режим течения,характерный для горизонтальной скважины.
По результатам интерпретацииопределены пластовое давление и фильтрационные параметры на пласт ****1-3.Протокол результатов исследования представлен в таблице 4.7.Таблица 4.7Протокол результатов исследования. Модель – горизонтальная скважина стрещиной ГРП – бесконечной проводимости, однородный пласт.ПараметрыЗначенияКоэффициент гидропроводности ((Д*см)/сПз)0.4Коэфф. продуктивности (на конец исследования)0.2м3/(сут.*атм.)Проницаемость (мД)0.2Интегральный скин-фактор-6.4Давления на ВНК(а.
о. -2640м) пласт ****3-5Начальное пластовое давление (27.06.2016) (атм)157Текущее зарегистрированное давление (27.06.2016) (атм)44Текущее рассчитанное пластовое давление (27.06.2016) (атм)130Результаты повторного ГДИС позволили верифицировать достоверностьиндивидуально оцененных расчётными методами свойств каждого из пластов. Посравнению с первым исследованием ухудшились фильтрационные свойства134пластовой системы, что естественно, поскольку из эксплуатации был выключенобводненный верхний пласт с лучшими коллекторскими свойствами, уменьшениегидропроводности связано с уменьшением работающей толщины пластовойсистемы, а снижение проницаемости - с худшими фильтрационными свойстваминижележащего объекта ****3-5.
В таблице 4.8 сопоставлены результатыисследований при работе объекта ****3-5, показывающие сопоставимость оценкис использованием усовершенствованной авторской методики индивидуальныхдебитов и методики оценки индивидуальных ФЕС пласта.Таблица 4.8Сопоставление результатов исследованийДата/ Параметры06.2015(до РИР)(пласты ****1-3+****3-5)06.2015(пласт ****1-3)06.2015 (пласт****3-5)02.2016 (послеРИР)(пласт ****3-5)ИтогпроведенногоГТМh,мσ,Kпр,мД*см/ мДсПзИнтегральныйскинфакторPпл наВНК,атмQж,м3/сутQн,т/сут1517.6 1.80.5-5.52386081.40.9-5.4266589.60.40.2-5.5310029.60.40.2-6.41302823– 37+8На данный момент дебит скважины, продолжает снижаться из-за выработкизапасов, с 12.2017 средний дебит продукции составляет 3-5 м3/сут, при стабильнойобводненности 5-10%. Текущий дебит соответствует относительным оценкамдебита пласта ****3-5 при совместной эксплуатации.Своевременный комплексный анализ позволил оптимизировать процессыразработки и увеличить коэффициент извлечения нефти из нижележащего объекта.Благодаря авторской методики интерпретации и обоснованной в главе 2135технологии проведения исследования и оптимальных времен, удалось оценитьпараметры системы.4.2.2 Анализ разновременных исследований при изменении депрессии иувеличения выработки пласта с ухудшенными коллекторскими свойствамиТеперь рассмотрим следующий пример разновременных исследований,который показывает противоположную ситуацию, исследуемая скважина **943,также одним стволом вскрывает два терригенных пласта с низкой проницаемостью.В этих объектах проведена интенсификация притока ГРП [76].В скважине провели несколько разновременных циклов исследований приразличной депрессии на пласт.
Изменение депрессии связано со снижением вовремени забойного давления. Динамика изменения фонового поля давления итемпературы представлена на рисунке 4.15. Напомним, что фоновая термограммав рассматриваемых скважинах соответствует длительной остановке скважиныперед запуском (около 24 часов), под преобладающим воздействием движениемжидкости вниз.Хорошо видно, что в процессе эксплуатации фоновое значение температурыувеличивается. Это говорит нам о том, что нижний пласт охлаждается меньше,вследствие уменьшения интенсивности перетока.Обратим внимание на величину забойного давления в циклах исследований(рис.4.15 б). В первых циклах оно составляло около 13МПа в кровле АС10.1-3 иоколо 15Мпа, в кровле АС12.3-5 (во втором и третьем циклах значенияаналогичны), а в четвертом цикле эти значения снизились соответственно до8.7МПа и 10.5 МПа.136Рисунок 4.15 - Результаты исследований скважины **943.
а) I - колонка глубин, II- результаты ГИС в открытом стволе (диаграммы индукционного метода (ИМ)и метода самопроизвольной поляризации (СП)), III - диаграммы гамма метода(ГМ) и локатора муфт (ЛМ), IV - результаты термометрии (TG –геотермограмма, TF – фоновые термограммы при разновременныхисследованиях), V - результаты барометрии, фоновый замер, прираРассмотрим более подробно исследования в первом (от 22.08.2014г) циклез(рис. 4.16).
Сначала был зарегистрирован фоновый замер термометром вностановленной скважине (термограмма TF в окне V). Затем выполнена серияотермограмм после запуска насоса (ТЭЦН). В этот период времени температура ввстволе монотонно росла.рРезультаты термометрии через 24 часапосле запуска (термограмма ТЭЦН-24),епоказали, что этого времени недостаточнодля выхода нижнего пласта намстабильный режим отбора. По всем термограммампри запуске скважины (рис.е4.16) диагностируется нисходящее движениежидкости из пласта АС10.1-3 и еенпоглощение в подошве продуктивной толщи.ных137Вследствие низкой депрессии в первом цикле исследований переток постволу вниз происходит в действующей скважине, что видно по характерномуповедению термограмм.
Поведение во втором (от 14.10.2014г) и третьем (от28.10.2014г) циклах исследований аналогичны.Рисунок 4.16 - Результаты исследований скважины **943 (20.08.2014г). Iколонка глубин, II- конструкция скважины со схемой движения флюида постволу, III-результаты ГИС в открытом стволе (диаграммы индукционногометода (ИМ) и метода самопроизвольной поляризации (СП)), IV-диаграммыгамма метода (ГМ) и локатора муфт (ЛМ), V-результаты термометрии (TG –геотермограмма, TF – фоновая термограмма, Tэцн- термограмма вдействующей скважине, А, В – интервалы вне работающих пластов, выбранныедля оценки дебитов) , VI – результаты барометрии, VII –результатырезистивиметрии,VIII – результаты влагометрии138В четвертом цикле исследований (рис.4.17) скважина ведет себя иначе. Циклначался с измерений температуры в статике и при запуске скважины (термограммыTF и ТЭЦН в окне V).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
