егор. Введение Геологическая часть

• Название: Введение Геологическая часть
• Дата: 11.07.2022
• Размер: 5.59 Mb.
• Имя файла: егор.doc
• Тип: Реферат; #628498
• страница: 8 из 11

2.7 Оценка эффективности ГТМ посредством анализа ГДИС на скважинах Сибирского месторождения

Технология КВД и КВУ:

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами. Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после установившегося отбора (метод касательной). Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД). Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями). КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) которая была закрыта путём герметизации устья. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР — газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления. Длительность регистрации КВУ зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Приборы, применяемые при проведении КВУ и КВД:

1.Уровнемер-эхолот предназначен для определения уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин; формирования, запоминания и долговременного хранения отчетов о проведенных исследованиях; ввода отчетов в персональный компьютер и их обработки, с целью анализа состояния параметров скважин и выбора оптимальных режимов работы; снятия динамограмм.



Рис.4 Уровнемер-эхолот для регистрации статических и динамических уровней в затрубном пространстве скважины

2.Датчик ТМС предназначен для контроля за работой глубинно-насосного оборудования УЭЦН. В памяти прибора имеется функция формирования, запоминания и долговременного хранения отчетов о давлении и температуре на приёме насоса, напряжении, сопротивлении, силы тока, и.т.д. Данные по изменению давления могут быть использованы при проведении ГДИС и их интерпретации с получением параметров скважины и пласта.


Рис.5 Датчик ТМС для регистрации параметров работы глубинно-насосного оборудования

Анализ гидродинамических исследований методом кривой восстановления уровня на Сибирском месторождении

Скважина 505(КВД)

06.04.2020-04.09.2020
Интервал пласта 2001-2031 м.

Эффективная толщина пласта h 30 м

Пористость Phi 12.4 %

Принятые свойства жидкости:

Объемн.коэф. 1.137 м³/м³

Вязкость 7.29 мПа*с

Сжимаемость жидкости и породы (сt) 0.79*10-4 MПа^-1

После загрузки вышеуказанной информации построен график данных (Рисунок 5.2.7).



Рисунок 5.2.7. – График данных
Для решения прямой задачи - определения фильтрационных параметров пласта, был проведен анализ производной кривой изменения давления на диагностическом графике (log-log plot) – выбранная модель – однородный бесконечный пласт с переменным влиянием ствола скважины (по Hegeman).

В соответствии с выбранной моделью пласта, методом подгонки решена прямая задача – полученная форма фактических графиков давления и производной давления наиболее отвечает выбранной модели, которая представлена на диагностическом графике (Рисунок 5.2.8) и полулогарифмическом графике (Рисунок 5.2.9).




Рисунок 5.2.8 – Диагностический график



Рисунок 5.2.9 – Полулогарифмический график
После наложения теоритической кривой на фактические данные программный продукт рассчитаны основные значения параметров по КВД (Таблица 5.2.4).
Параметры удаленной зоны пласта (УЗП) по жидкости:

Гидропроводность: 0.96 мкм2*см/мПа*с

Проницаемость: 0.0059 мкм2

Пъезопроводность: 45 см2/с

Скин-фактор: -4.38б/р

Параметры призабойной зоны пласта (ПЗП) по жидкости:

Пластовое давление на ВНК 18.76 МПа

Забойное давление на ВНК 6.54 МПа

Коэффициент продуктивности: 1.19 м3/сут*МПа

Гидропроводность: 1.89 мкм2*см/мПа*с

Проницаемость: 0.0117 мкм2
Скважина 505(КВД)

16.07.2020-03.09.2020
Интервал пласта 2001-2031м.

Эффективная толщина пласта h 30 м

Пористость Phi 12.4 %

Принятые свойства жидкости:

Объемн.коэф. 1.117м³/м³

Вязкость 1.94 мПа*с

Сжимаемость жидкости и породы (сt) 0.79*10-4 MПа^-1

После загрузки вышеуказанной информации построен график данных (Рисунок 5.2.7).




Рисунок 5.2.7. – График данных

Для решения прямой задачи - определения фильтрационных параметров пласта, был проведен анализ производной кривой изменения давления на диагностическом графике (log-log plot) – выбранная модель – однородный бесконечный пласт с переменным влиянием ствола скважины (по Hegeman).

В соответствии с выбранной моделью пласта, методом подгонки решена прямая задача – полученная форма фактических графиков давления и производной давления наиболее отвечает выбранной модели, которая представлена на диагностическом графике (Рисунок 5.2.8) и полулогарифмическом графике (Рисунок 5.2.9).




Рисунок 5.2.8 – Диагностический график



Рисунок 5.2.9 – Полулогарифмический график

После наложения теоретической кривой на фактические данные программный продукт рассчитаны основные значения параметров по КВД (Таблица 5.2.4).
Параметры удаленной зоны пласта (УЗП) по жидкости:

Гидропроводность: 1.91 мкм2*см/мПа*с

Проницаемость: 0.0143 мкм2

Пъезопроводность: 101 см2/с

Скин-фактор: -4.96 б/р

Параметры призабойной зоны пласта (ПЗП) по жидкости:

Пластовое давление на ВНК 17.23 МПа

Забойное давление на ВНК 6.94 МПа

Коэффициент продуктивности: 2.72 м3/сут*МПа

Гидропроводность: 4.44 мкм2*см/мПа*с

Проницаемость: 0.0332 мкм2

Обоснование технологического эффекта от проведённого ГТМ методом КВД

На основании имеющейся информации до дебиту нефти и воды (рис.1.1.1.) виден прирост дебита по нефти после проведения солянокислотной обработки. Средний прирост дебита по нефти составляет 4.5 т/сут.



Рисунок 5.2.9 – График добычи нефти и воды по скважине №505
Технологический эффект также можно подтвердить с помощью сопоставления параметров работы скважины до и после проведения СКО (таблица 1.1.1)

Таблица 1.1.1

Параметр	КВУ (до ГТМ)	КВУ (после ГТМ)
Дебит жидкости, м3/сут
Дебит нефти, м3/сут
Коэф.продуктивности, м3/сут/МПа
Скин-фактор, б/р
Проницаемость ПЗП, мкм2

Из таблицы 1.1.1 видно увеличение параметров работы скважины и состояния призабойной зоны. Расчёт экономического эффекта от проведённого ГТМ описан в главе 4.