Диссертация (1173007), страница 20
Текст из файла (страница 20)
Через сутки (термограмма ТЭЦН-24) после запуска в стволеначался приток из всех перфорированных пластов, в цикле все пласты работают врежиме отбора.Рисунок 4.17 - Результаты исследований скважины **943 (07.02.2015г). 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 влагометрии139По результатам термометрии доля в суммарном дебите пласта АС10.1-3, вкровле продуктивной толщи составляет 99%.
Суммарная доля нижележащегопласта 1%. Дебит перетока составляет 3 % от дебита технологического режима.Таким образом, видно, что задавленный нижний пласт по прошествиивремени вследствие повышения депрессии начинает работать и вносит большийвклад в суммарную добычу. Данный метод снижения забойного давления позволилвключитьвработунижележащийпластиосуществитьтребованиязаконодательства РФ, без дополнительных затрат и снижения добычи нефти.4.2.3 Примеры успешного проведения РИР по результатам анализакомплексных разновременных исследований. (Прирост добычи нефти,ГДИ+ПГИ)Анализ результатов ПГИ во всех рассмотренных скважинах (28 скважин, 60исследований) говорит о преимущественном дренировании верхнего объектаАС10*** и задавке нижележащего объекта АС12***.
По результатам этихисследованийслужбойпромыслабылоприняторешениепоизоляциибылполученобводненного вышележащего объекта АС10***.Порезультатамоптимизациипроцессаразработкиположительный эффект и прирост добычи нефти, поэтому в данной частидиссертационной работы подробнее рассмотрим пример оптимизации работыскважины, решение которой было принято по результатам комплекса ГДИС и ПГИ.На рисунке 4.18 представлена история добычи по одной из скважин, вкоторой на основе результатов ПГИ была проведена оптимизация.140Спуск Y-TOOLРИР + ГРП312Рисунок 4.18 - История работы скважины **530.
1- обводненность, 2- дебитнефти, 3- дебит жидкости. После изоляции верхнего выработанного пластасущественно уменьшилась обводненность продукции и возрос дебит нефтиСкважина была запущена в эксплуатацию в январе 2008 года собводненностью 10%. В процессе работы ввиду тесной интерференции сокружающим фондом с 2011 года начался рост обводнения продукции (схемаокружения скважины представлена на рис.4.19.).Рисунок 4.19- Фрагмент карты текущих отборов141Далее для контроля выработки пластов было принято решение о проведенииисследований с помощью систем «Y-Tool». Исследование показало, чтопреимущественный вклад в добычу вносит верхний пласт, так же между верхними нижним пластом наблюдается поведение термограмм характерное движениювниз, что говорит нам о межпластовом перетоке в нижний пласт.
Результатыпроведенных промыслово-геофизических исследований представлены на рисунке4.20.Рисунок 4.20 - Результаты первого цикла исследований скважины **530 (а – от25.04.2014г, б – 11.08.2014г). I - колонка глубин, II - конструкция скважины сосхемой движения флюида по стволу, 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 – фоновая термограмма,Tэцн- термограмма в действующей скважине, А, В – интервалы вне работающихпластов, выбранные для оценки дебитов), VI – результаты барометрии, VII –результаты резистивиметрии,VIII – результаты влагометриПосле данных исследований и выявления факта неравномерной выработки иопережающего обводнения верхнего пласта, было принято решение об изоляции142верхнего водоносного пласта и проведение ГРП на нижний пласт с цельюувеличения добычи.ДляоценкиэффективностиГТМбылопроведеносопоставлениедиагностических графиков ГДИС для системы из двух совместно эксплуатируемыхобъектов (АС10***+ АС12***) и для одного пласта АС12*** - после проведеннойизоляции (рис.
4.21).По данным гидродинамическим исследованиям хорошо диагностируютсясистемы потоков: влияние ствола скважины, линейный поток к трещине,псевдорадиальный. Сопоставление результатов ГДИС показало изменениезначений: гидропроводности, проницаемости и скин-фактора - по сравнению спервым исследованием ухудшились фильтрационные свойства пластовой системы,что естественно, поскольку из эксплуатации был выключен обводненный верхнийпласт с лучшими коллекторскими свойствами. При этом стало возможнымувеличение депрессии на нижний пласт и скважина увеличила дебит нефти.Уменьшение гидропроводности связано с уменьшением работающей толщиныпластовой системы, а снижение проницаемости - с худшими фильтрационнымисвойствами нижележащего объекта АС12***.
В результате данное решение далоположительный результат. После проведения ГТМ был получен прирост добычинефти более, чем в 2 раза (табл. 4.4.1), а также снижены эксплуатационные затратына подъем жидкости из пласта АС10***.14310000LnP,lnP[МРа]10001021 объект.ks3 - 2015 (ref)2 объекта.Ks3 - 2009Pressure [atm]110010210101010-112110-20.1-30.011010100.1-1100.0110-210 110100102Time [hr]1000103100001041E+5105LnT,Lnt [час][часы]Compare files: Log-Log plot (dp and dp' normalized [atm] vs dt)Рисунок 4.21 - Диагностический график в Log-Log масштабе.
Давление () илогарифмическая производная () для циклов КСД до (1) и после (2) изоляцииверхнего обводненного пласта. Точками представлены результаты измерений,сплошными линиями – результаты интерпретации ГДИС методом совмещенияТаблица 4.9Протокол результатов исследованийДата/ Параметры12.2014(до РИР)(пласты АС10***+ АС12***)02.2015 (после РИР)(пласт АС12***)Итог проведенного ГТМ4.3h,мσ,мД*см/сПзKпр,мДQж,м3/сутQн,т/сут28.48.872.2884720.21.150.442520– 59+ 13Выводы к главе1. Постоянныйдолговременныймониторингразновременнымиисследованиями, позволяет своевременно диагностировать изменение параметровво времени.1442.Интерпретация разновременных исследований с помощью байпаснойсистемы «Y-tool» на технологической депрессии позволяет своевременноопределять относительные дебиты каждого пласта при совместной разработке, темсамым производить мониторинг выработки каждого объекта.3.Комплексный подход к интерпретации данных ГДИС и ПГИ, в томчисле термометрии, позволяет повысить информативность исследований длямногопластовых месторождений и получать не только интегральные параметры(дебиты, ФЕС, пластовое давление, эффективная работающая толщина, скинфактор и т.д.), но и по пластовые.4.Полученные данные позволяют определить причины неравномернойвыработки пластов, в том числе:-сильная контрастность по ФЕС;-разная депрессия на пласт (опережающее обводнении по пласту случшими ФЕС, оптимизация системы ППД);5.Данный анализ позволяют выбрать наиболее рентабельные вариантыоптимизации системы разработки:-оптимизацию депрессии на пласт путем снижения забойного давления;-изоляцияю обводнившегося пласта;-интенсивикацию притока из пласта с низкой продуктивностью(гидроразрыв, очистка, ЗБС).6.Решающим фактором успешного решения перечисленных задачявляется совместный анализ разновременных циклов исследований, отражающихдинамику выработки пласта.
Возможности подобного анализа могут бытьреализованы более полно при массовом внедрении технологии стационарногодолговременного мониторинга геофизических параметров, в частности на основераспределенных по стволу датчиков на основе оптоволокна.7.Реализация системных ПГИ позволяет на основе своевременнойоптимизации выработки пластов, увеличить объем добычи нефти.145ЗАКЛЮЧЕНИЕРаботасодержитрешение,поставленныхпередавторомзадач.Предложенная автором модернизированная методика оценки индивидуальныхдебитов совместно эксплуатируемых пластов доведены до практическогоприменения и внедрения.Основным преимуществом работы является обоснованная методика оценкииндивидуальных дебитов, в условиях низкой продуктивности и циклическойработы многопластовых скважин механизированного фонда, когда стандартныеметоды притока не дают возможности количественной интерпретации.
Важнымпреимуществом является тот факт, что на основе проведенных исследований(более 60) принимаются решения по оптимизации работы скважин:Изменение депрессии путем снижения забойного давления, котороепозволяет ввести в работу на технологической депресии нижний задавленныйпласт;Изоляция вышележащего обводнившегося пропластка с последующимзапуском скважины в добычу только нижележащего.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
