Характеристика энергетического состояния залежи - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

В процессе разведки и разработки на 01.01.99 г. на месторождении было проведено 1086 замеров статического забойного давления (пластового давления). Для замеров забойных и пластовых давлений использовались глубинные манометры МГП2-600, МГП2- 800, МГП2-1000 и КПГ-1000 фирмы "Кастер" (США). С 1996 г. для проведения глубинных исследований по замеру давлений и температуры начали использовать электронные манометры и термометры "Метролог".

В процессе эксплуатации месторождения скважины исследовались (замер статического забойного давления) с периодичностью в среднем 2 раза в год, в 1996-1998 гг. по некоторым скважинам замеры проводили 3-5 раз в год. В 1988-1991 гг., 1994 г. было исследовано 40 % эксплуатационного фонда скважин, а в 1986-1987 гг., 1992-1993 гг., 1995-1998 гг. 60-90%.

Продолжительность остановки скважин на проведение глубинного замера статического забойного давления фиксировалась только до 1990 г., минимальное время остановки на исследование 1 час (105, 107, 111, 118, 125, 126), максимальное - 960 часов, средняя продолжительность остановки составляла 24- 48 часов.

На 01.01.06г. на месторождении было проведено 640 замеров динамического забойного давления. До 1994г. охват исследованиями составлял 50-90% эксплуатационного фонда, однако последние 5 лет количество исследований снизилось и составило 20-30% эксплуатационного фонда скважин.

Пластовые давления по состоянию на 01.01.99 г. рассчитывались на отметку - 4200 м для I объекта разработки, 4700 м - для II объекта разработки и 5050 м - для III объекта, для скважин эксплуатирующих совместно 2 или 3 объекта разработки давления рассчитывались для каждого объекта на соответствующие отметки. В дальнейшем эти значения использовались для анализа энергетического состояния залежи и объектов разработки.

Начальное пластовое давление для I объекта разработки составляет 54,3МПа, давление начала конденсации по с флюидной модели - 44,6 МПа.

Карта изобар на 01.01.96г. характеризуется увеличением площади дренирования (Q дрен=237754 млн. м3) за счет образования новых зон, слияния "старых" при этом среднее пластовое давление составило 47,3 МПа, что выше соответствующего значения на 01.01.91г., причиной может быть остановка скважин, в которых пластовое давление упало ниже Рн. к. Минимальное пластовое давление отмечается в скважине 167 (41,5 МПа). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составило 9,1 - 9,7 МПа. В 3-х скважинах (104, 107, 167) пластовое давление упало ниже Рн. к.

За 5 лет разработки на 01.01.99 г. образовалась новая депрессионная зона в районе скважин 138, 803. Распределение давления соответствует тому, которое было в 1996 г., однако в целом давление снизилось и составило 46,2 МПа, что отразилось на значении дренируемых запасов (Q дрен=209065 млн. м3). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составило 7,7-11,0 МПа относительно начального. Границы участков с Рпл<Рн. к определяются положением скважин № 107, 118, 146, 153.

Начальное пластовое давление для II объекта разработки составляет 56,5 МПа, давление начала конденсации по с флюидной модели - 48,4 МПа.

На карте изобар на 01.01.86 г. наблюдается образование зоны низкого пластового давления в скважине №113 (32,2 МПа), при этом среднее пластовое давление составило 51,3 МПа, что на 5,2 МПа ниже начального пластового давления. Карта изобар на 01.01.91 г. свидетельствует, что в 5-ти летний период велась интенсивная добыча из этого объекта разработки, обуславливающая образование 6 зон с пониженным пластовым давлением, увеличением площади дренирования (Q дрен=85276 млн. м3). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составило 7,2-10,1 МПа относительно начального. Минимальное значение пластового давления отмечается в скважине 126 (45,2 МПа), в районе 7 скважин Рпл упало ниже Рн. к. На карте изобар на 01.01.96 г. отмечается увеличение площади дренирования за счет слияния зон с пониженным пластовым давлением, образованием новых депрессионных зон, что отразилось на значении дренируемых запасов (Q дрен=441576 млн. м3). В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составляет 5,3-11,0 МПа ниже начального пластового давления. Минимальное пластовое давление зафиксировано в скважине 45,5 МПа. В 7 скважинах замеренное пластовое давление ниже Рн. к. За 5 лет разработки на 01.01.99г. характеризуется расширением площади дренирования (Q дрен=505560 млн. м3), образованием 2-х зон сниженного пластового давления (138, 196, 313, 626). Распределение давления примерно соответствует тому, которое было в 2000г., однако следует отметить некоторое повышение давления, так в среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составляет 6,5-9,1 МПа относительно начального пластового давления. Минимальное значение давления отмечается в скважине 313 (46,4 МПа).

Довольно близкое совпадение в плане зон пониженного пластового давления I и II объектов подтверждает предположение о гидродинамическом единстве резервуара. Начальное пластовое давление для III объекта разработки составляет 58,7 МПа. Давление насыщения нефти газом для северо-восточного участка равно 58.1 МПа, для юго - западного - 55,3 МПа. В настоящее время на III объекте разработки отсутствует самостоятельная сетка скважин. По всем скважинам, эксплуатирующих III объект разработки, можно отметить тенденцию снижения пластового давления ниже Рнас, т. е. в настоящее время в III объекте наблюдается процесс разгазирования пластовой нефти. Карта изобар характеризуется значительным расширением по площади депрессионных зон. Это связано с выявлением некоторых участков с пониженным Рпл в скважинах, в которых ранее замеры пластового давления не проводились. В среднем снижение пластового давления в депрессионных зонах составляет 6,9-9,9 МПа.

Анализ текущих пластовых давлений и дренируемых запасов по скважинам показывает, что снижение пластового давления относительно начального распространилось на всю залежь.

Для оценки темпа снижения пластового давления относительно начального построены осредненные зависимости снижения давления на 100 млн. м3 отбора газа от продолжительности работы по скважинам I и II объектов, введенных в разработку с 1984 г. по 1990 г. и с 1991 г. по 1998 г. Анализируя данные можно сделать следующие выводы.

    - По скважинам I объекта разработки, действующим с 1984 г. по 1990 г. в начальный период работы наблюдается высокий темп снижения давления, превышающий в среднем 5,00 МПа на 100 млн. м3 добычи газа; высокий темп снижения давления держится в первые четыре года работы скважины - к концу 1-го года он составляет 5,49 МПа, к концу 2-го года - 4,55 МПа, к концу 3-го года -3,87 МПа, к концу 4-го года - 3,35 МПа; темп снижения давления стабилизируется после восьми лет работы скважины и на девятом году составляет 1,98 МПа на 100 млн. м3 отбора газа. - По скважинам I объекта разработки, вступившим в эксплуатацию после 1991г. наблюдается одинаковый темп снижения давления с начала эксплуатации и на протяжении всей работы скважин, он составляет 1,17 МПа на 100 млн. м3 отбора газа. Это свидетельствует о высокой степени неоднородности и об ограниченных зонах дренирования в скважинах I объекта разработки. - По скважинам II объекта разработки, действующим с начала разработки месторождения, а также вступившим после 1991 г. отмечается относительно одинаковая тенденция изменения темпа снижения пластового давления, так первые 6 лет работы скважины для периода 1984- 1990 гг. он составляет 2,18 МПа на 100 млн. м3 отбора газа, для периода 1991-1998 гг. 1.63 МПа; после 6-ти лет темп снижения давления стабилизируется и на 7 году составляет 1,2 МПа на 100 млн. м3 отбора газа.

Темп восстановления пластового давления в остановленных скважинах составляет не менее 6-12 месяцев. В скважинах 106, 110, 113, 126, 145, 152, 201, находящихся в зонах с ухудшенными фильтрационно - емкостными свойствами восстановление давления происходило в течение 1-4 лет.

Таким образом, среднее значение времени восстановления пластового давления для скважин I объекта разработки составляет 102 сут/МПа, для скважин I+II объектов разработки - 170 сут/МПа, для скважин I+II+III объектов разработки - 124 сут/МПа, для скважин II объекта разработки -266 сут/МПа, для скважин II+III объектов разработки - 143 сут/МПа.

Анализ динамики рабочего (динамического) устьевого давления показывает, что с 1984 г. до 1991 г. его значения колебались в пределах от 10 МПа до 25 МПа, с 1991 г. рабочее устьевое давление изменялось от 17 МПа до 30 МПа, наблюдается определенный рост динамического устьевого давления, что обусловлено следующими причинами:

    1. ограничениями добычи углеводородной продукции на месторождении, из-за ограниченного рынка сбыта; 2. пуском скважин, которые были остановлены, в связи с условием ограничения по давлению начала конденсации; 3. особенностями системы сбора на месторождении, когда несколько скважин подключены к одному входному манифольду.

Похожие статьи




Характеристика энергетического состояния залежи - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая