Анализ результатов исследований скважин и пластов - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Потокометрические исследования

В скв. №№ 402 и 405 работает кровельная часть пласта, в скв. № 427 интервалы перфорации перекрыты НКТ. Скв. № 412 во время свабирования подрабатывала и вышла на фонтан. После дострела интервала 2053-2061,5 м (апрель 2011 г.) исследование повторили. По термометрии приток отмечался из интервалов 2076-2080 м и 2053-2056 м, а также незначительный приток из интервала 2067,5-2069 м.

В скв. № 424 по результатам исследований в июле 2010 г, проведенных после дострела интервалов 2013-2020 м, 2083-2089 м и 2091-2096 м, отмечалась работа дострелянных интервалов и нижнего интервала перфорации.

Исследования скв. № 408 проведены после освоения свабированием в октябре 2009 г. и установлено, что работает кровельная часть нижнего интервала перфорации (1989,5-1993 м). После дострела исследование повторили. Интенсивный приток получен из верхнего интервала перфорации.

Скв. №№ 425 и 420 исследованы в июне и июле 2011 г. соответственно. По результатам исследования скв. № 425 кровля и подошва пласта не работает, а в скважине № 420 работает только подошва пласта.

В скв. № 223 отмечена работа всех перфорированных интервалов, также выявлен заколонный переток ниже интервала перфорации. После установки цементного моста и перфорации заколонной циркуляции к ИП не отмечено. В октябре 2009 г. скважину перевели под закачку. По результатам исследования, проведенного в ноябре 2009 г. закачиваемую воду принимает только ИП 2087-2100 м.

В результате проведенного анализа можно сделать вывод о неравномерности работы продуктивного разреза скважин.

Обработка КВД и ИД.

При проведении исследований в скв. №№ 66 и 9070 коэффициент истощения пластовой энергии соответственно равен 0,0367 и 0,0074 МПа/м3, что свидетельствует о недостаточной компенсации отборов со стороны гидродинамической системы. При работе скв. №№ 66 и 9070 на режимах диапазон изменения дебита нефти составил от 4,2 до 28,9 т/сут. и от 11,6 до 73,3 т/сут. соответственно. Снятые индикаторные диаграммы выпуклые к оси дебитов при забойных давлениях выше давления насыщения нефти газом (14,69 МПа), что указывают на трещиноватость коллектора.

В разведочных скв. №№ 71 (ИП 2110-2112 м) и 162 (ИП 1894-1924 м) полученные индикаторные диаграммы имеют прямолинейный вид. В скв. №№ 71 (ИП 2032-2040 м) и 162 (ИП 1934-1968 м) индикаторные диаграммы имеют выпуклую к оси дебитов форму при снижении забойного давления в диапазоне от 14,26 до 13,29 МПа, что ниже давления насыщения нефти газом (14,69 МПа) и вызвано образованием двухфазного потока нефтегазовой жидкости в призабойной зоне пласта.

После разбуривания залежи и проведения гидродинамических исследований во вновь введенных скважинах (2008-2010 гг.) появилась дополнительная информация о начальных параметрах пласта. Исследования скважин проводились методом восстановления уровня в начальный период эксплуатации. Средневзвешенное значение гидропроводности УЗП равно 27,28 мкм2*см/мПа*с, проницаемость УЗП равна 0,039 мкм2.В большинстве скважин произошло снижение коэффициента продуктивности, что, вероятно, связано как со снижением пластового давления в процессе разработки, так и с увеличением обводненности продукции: до 85,4 % в скв. № 223 и до 93 % в скважине № 419. Исключением являются скв. №№ 162 и 409, в которых произошло увеличение коэффициента продуктивности до 34,1 (скв. № 409) - 122,3 (скв. № 162) м3/(сут*МПа), что, вероятно, связано с подключением ранее неработающих толщин. В скважинах №№ 310, 401, 402 и 417 в процессе разработки коэффициент продуктивности фактически не меняется.

В табл. 4.5 объединены результаты потокометрических исследований, а так же обработки ИД и КВД.

Таблица 13. Результаты исследований скважин

№ скв.

Результаты исследований

66

Недостаточная компенсация отбора, коэф. истощения = 0,0367 МПа/м3. ИД выпуклая к оси дебита (трещиноватость)

71

Прямолинейный вид ИД

162

Прямолинейный вид ИД, увеличение продуктивности (подключение пропластков)

223

Воду принимает интервал перфорации 2087-2100 м

310

Коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется

401

Коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется

402

Работает кровельная часть, коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется

405

Работает кровельная часть

408

Интервал притока: верхний интервал перфорации и 1989,5-1993 м

409

Увеличение продуктивности (подключение пропластков)

412

Интервалы притока: 2076-2080, 2053-2056, и 2067-2069 м

417

Коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется

419

Снижение продуктивности (высокая обводненность)

420

Приток из подошвы пласта

424

Интервалы притока: 2013-2020, 2083-2089, 2091-2096 м и нижний интервал перфорации

425

Кровля и подошва пласта не работает

9070

Недостаточная компенсация отбора, коэф. истощения = 0,0074 МПа/м3. ИД выпуклая к оси дебита (трещиноватость)

Похожие статьи




Анализ результатов исследований скважин и пластов - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Предыдущая | Следующая