Систематизация результатов интерпретации исследований скважин - Тобойское месторождение

Качество гидродинамических исследований на нестационарных режимах вполне приемлемо для локальных оценок пластовой системы. Интегрированный подход к особенностям зон дренирования единичных скважин на стадии испытания показывает значительную неоднородность пласта по толщине и простиранию. Наиболее представительными моделями зон дренирования являются модели экранированного и трещиновато-пористого пласта. По величине времени запаздывания альтернативной модели можно предположить наличие в разрезе (на стадии испытания) продуктивных пропластков с различными фильтрационными параметрами. Наибольшая продуктивность определена по эффективной толщине 15 м в диапазоне толщин 11-28 м.

Наиболее представительной из массива данных на стадии разведки скважин является величина коэффициента продуктивности 7 м3/сут/МПа. Эта величина может быть заложена в проектные документы опытной эксплуатации месторождения.

Пробная эксплуатация скважин показала положительную динамику их продуктивности в результате расширения зон дренирования и периодических соляно-кислотных обработок прискважинной зоны. Не наблюдается падение пластового давления, что свидетельствует о преимуществе жесткого напорного режима в процессе опытной эксплуатации.

Скважина 11

КВД выполаживаются с отметки t=20мин., в последующий интервал записи (до t=9 час) забойное давление не изменяется. Причиной такого поведения КВД может быть несоответствие фактического времени отработки скважины на режиме, зафиксированном в акте. С относительно равными уровнями принадлежности идентифицируются модели однородного и пласта с двойной пористостью. Пластовое давление прогнозируется на уровне 17,2 МПа, что существенно отличается от замеренного. Характерное время перетока между зонами с разной пористостью равно 0,8 мин. Такая величина времени свидетельствует о наличии развитой системы трещин.

При наличии более детальной расшифровки записи глубинного прибора, можно более достоверно оценить ситуацию в зоне дренирования скважины, включая распознавание характера распространения возмущения на разных стадиях восстановления давления. Коэффициент продуктивности по линейной интерполяции равен 21,5 м3/сут/МПа.

После проведения СКО (необходимой для очистки призабойной зоны скважины от фильтрата бурового раствора) в 1977 году было получено значение скин-эффекта 4,43, что свидетельствует о сравнительно небольшой загрязненности ПЗП. Радиус загрязненной зоны оценивается значением 277 см.

После проведения повторной СКО в 2000 году наблюдается резкое снижение скин-эффекта до значения 0,45. Это говорит о высокой эффективности проведенной СКО.

Скважина №11 в радиусе 27 м имеет проницаемость 3,75 Д, тогда как сам пласт характеризуется проницаемостью 3,36 Д, а потенциально возможное увеличение дебита составляет 0,07.

Результаты анализа данных:

Скважина №11.

Геолого - технические данные.

Забой скважины, м:

Предельный - 2500;

Искусственный - 1576,6.

Конструкция скважины:

    324 мм кондуктор - 18 м; ВПЦ - до устья 245 мм техническая колонна - 300 м; ВПЦ - до устья 146 мм эксплуатационная колонна 1862 м; ВПЦ - 300 м от устья ( по АКЦ). Отпрессована тех. водой на 200 кгс/см2. Герметична.

Горизонт испытания P1Ar+s+a.

Интервалы перфорации: 1517-1540 м (заряды ПКС-105 - 414 отв.)

Эффективная мощность - 23 м.

Диаметр НКТ - 73 мм (гладкие).

Глубина спуска НКТ - 1501 м.

Установка для испытания - А-50.

Устьевое оборудование: ОКК1-146*245*324-210, АФК3-65*210.

Давление на устье замерялось образцовыми манометрами. Дебит нефти замерялся через 50 м3 емкость Забойные давления измерялись прибором комплексного промкаротажа.

Таблица 3.1 Результаты работы скважины на режимах.

№ п/п

Диаметр штуцера, мм

Дебит

Давление, Мпа

K=Q/ДР, (м3/сут)/МПа

Нефти, м3/сут

Газа,

М3/сут

РПЛ

РЗАБ

ДР

1977 год

1

3,3

34,50

Н/з

17,10

15,80

1,30

26,54

2

5,0

44,20

Н/з

15,40

1,70

26,00

3

8,0

71,50

Н/з

13,40

3,70

19,32

4

10,0

83,20

Н/з

12,60

4,50

18,49

2000 год

1

7,3

118,3

Н/з

17,02

16,91

0,11

1056,

2

8,9

205,4

Н/з

16,79

0,23

889,2

3

12,2

323,0

Н/з

16,44

0,58

554,0

Тобойское месторождение. Скважина №11.

дебит скважины, т/сут

Рисунок 3.3 Дебит скважины, т/сут.

себестоимость нефти, руб

Рисунок 3.4 Себестоимость нефти, руб.

Похожие статьи




Систематизация результатов интерпретации исследований скважин - Тобойское месторождение

Предыдущая | Следующая