Состояние пластового давления

Согласно промысловым и лабораторным исследованиям первоначальное пластовое давление пласта Ю₁¹, в среднем, составляет 26.7 МПа. Давление насыщения – 80 мпа, начальная пластовая температура – 90.5^оС.

Залежь разрабатывалась без ППД до декабря текущего года, в целом по месторождению наблюдается падение пластового давления, связанное с отставанием ввода системы ППД и недостаточной активностью законтурной области, характеризуется наличием неактивного упруго-водонапорного режима. Связь с областями питания и законтурной зоной слабая.

Карта пластового давления на 01.01.2013г. изображена на рисунке 3.1. Замеры пластового давления по скважинам Колотушного месторождения показывают снижение пластового давления. Замеры, выполненные в 2003– 2012 гг. в скважинах №№ 262Р, 266Р, 276, 277, 278, составляют от 22 до 25 МПа, то есть ниже первоначального на 7 – 20%. Замеры были выполнены на скважинах, простаивающих в течение месяца и более перед замером, либо осуществлялись на скважинах, находящихся в бездействии, поэтому можно говорить о том, что замеры характеризуют восстановленное давление в пласте. Однако нужно учитывать, что большинство замеров определены пересчетом статического уровня, и определяются с погрешностью. В скважине № 276, находящейся в бездействии более 6 лет, в 2011 году выполнен замер пластового давления глубинным манометром, замеренное давление равно 22.4 МПа. В 2012 году выполнены определения пластового давления в трех пробуренных в 2012 году скважинах, замеры изменяются от 22.6 до 23 МПа, что ниже начального на 15%. Из-за низкой активности законтурной зоны для поддержания пластового давления под закачку были переведены 2 добывающие по проекту скважины,

расположенные вблизи северной границы залежи. Их влияние на энергетическое состояние залежи в настоящее время не определено, так как закачка начата в конце 2012 года, закачали 1.4 тыс.м³ воды, накопленная компенсация составляет 0.2%.

Рисунок 3.1 – Карта изобар на 01.01.2013 г.

В целом, необходимо отметить, что замеры пластового давления нерегулярные и охватывают не весь фонд скважин, согласно рекомендациям должны проводиться раз в квартал на всех добывающих и раз в полгода на всех нагнетательных скважинах. Недостаточный объем замеров снижает точность оценки динамики пластового давления, в качестве рекомендации - необходимо увеличить охват и частоту замеров пластового давления.

Анализ выработки запасов

На 01.01.2013 года отобрано 334.3 тыс.т нефти, отбор от НИЗ составляет 17.5%, месторождение находится на начальной стадии разработки при растущих годовых отборах нефти. Залежь не разбурена, эксплуатационное бурение начато в 2012 году, в связи с этим статистические методы не применимы. Состояние выработки запасов месторождения представлено в таблице 3.1

Таблица 3.1 – Характеристика выработки запасов

Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами на Колотушном месторождении осуществляется с 2001 года.

В комплекс исследований входят методы:

· термоэлектрическая дебитометрия и гидродинамическая расходометрия;

· термометрия;

· плотнометрия;

· влагометрия;

· резистивиметрия;

· шумометрия;

· локация муфтовых соединений;

· радиоактивные методы;

· акустический контроль цементирования.

Гидродинамическая расходометрия (РГТ) и термоэлектрическая дебитометрия (СТД) проводятся с целью построения профилей притока (приемистости), определения общего дебита или расхода жидкости по пластам, выявления мест негерметичности обсадной колонны.

Термометрия применяется для определения изменений температуры в процессе разработки залежей, что позволяет оценить интервалы источников обводнения, затрубной циркуляции, негерметичности, подошвы работающих интервалов и мест нарушения в эксплуатационной колонне.

Плотнометрия, влагометрия и резистивиметрия проводятся с целью определения интервалов и источников обводнения добывающих скважин, исследования состава флюида по стволу скважины. По результатам исследований определяется граница раздела между флюидами по их плотности и проводимости.

Локация муфтовых соединений позволяет определить их глубину, интервалы перфорации и осуществить привязку материалов геофизических исследований скважин.

Радиоактивный каротаж проводится с целью привязки исследований, выделения радиогеохимических аномалий, определение текущего насыщения.

Акустический контроль цементирования используется для определения качества цементирования скважин, что позволяет выяснить причины затрубной циркуляции и негерметичности обсадной колонны.

Проводимый комплекс ПГИ позволяет решать следующие задачи:

· определять профили притока и приемистости;

· определять эксплуатационные характеристики объектов разработки;

· определять источник обводнения;

· определять состав флюида по стволу скважины;

· выявлять места затрубной циркуляции и места негерметичности эксплуатационной колонны;

· определять техническое состояние скважины и местоположение интервалов перфорации;

· оценить характер и степень выработки пластов.

В процессе эксплуатации месторождения проведены промыслово-геофизические исследования в 9 скважинах, что составило 27 исследования, которые представлены в таблице 3.2 и отображены на рисунке 3.2.

Таблица 3.2 – Количество выполненных ПГИ

С целью определения профиля притока в добывающих скважинах выполнено 5 исследований, источника обводнения - 5, профиля приемистости - 4, технического состояния эксплуатационной колонны – 10 исследований в добывающих и нагнетательных скважинах. Большинство исследований выполнены с целью определения технического состояния ствола скважин. Исходя из фонда добывающих и нагнетательных скважин, исследования проведены в 9 скважинах, что составляет 45% от фонда (рисунки 3.2, 3.3).

По результатам промыслово-геофизических исследований видно, что цель достигается в 90% исследований. Не выполняются задачи по ряду причин, а именно: перекрытие интервала перфорации осадком, дебит или приемистость пластов ниже порога чувствительности прибора, остановка прибора и не готовность скважин к проведению ПГИ.

Рисунок 3.2 – Выполненные ПГИ

Сложное геологическое строение объекта и невыполнение промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой на протяжении всего периода эксплуатации месторождения затрудняет и делает невозможным осуществление объективного контроля за процессом разработки. Анализ количества и качества ПГИ показал, что контроль за разработкой ведется неудовлетворительно. В соответствии с регламентным документом РД 153-39.0-109-01 необходимо увеличить долю системных исследований в добывающих и нагнетательных скважинах.

Результаты выделения работающих толщин по данным потокометрии методами РГТ и СТД по добывающим и нагнетательным скважинам представлены в табличных приложениях 2 и 3, соответственно. В таблице 4.5 приводятся средние значения коэффициентов работающих толщин и охвата для объекта разработки.

Рисунок 3.3 – Охват исследованиями ПГИ

Таблица 3.3 – Средние значения коэффициентов работающих толщин и охвата воздействием

Полученные результаты коэффициентов работающих толщин и охвата воздействием нагнетательных скважин свидетельствуют о достаточно высокой степени вскрытия эффективных толщин пласта перфорацией и вовлечении их в процесс закачки. По добывающим скважинам коэффициент охвата составляет менее 50%. Необходимо отметить, что это данные четырёх добывающих скважин и их недостаточно, чтобы делать выводы об охвате пласта разработкойТехническая надежность скважин оценивалась, в основном, методами термометрии, по результатам которой при выявлении аномалий определялись

нарушения герметичности эксплуатационных колон. Также определялись заколонные и внутрипластовые перетоки, которые приводят к существенному снижению эффективности закачки.

В результате проведенных исследований технического состояния обнаружены интервалы негерметичности эксплуатационной колонны (НГЭК) и температурные аномалии (ТА), связанные с заколонными перетоками в скважинах №№ 101, 202, 276, 278 (таблица 3.3).

В добывающих скважинах №№ 276, 278 повторными исследованиями ГК определены радиогеохимические аномалии, которые охватывают интервал перфорации и уходят ниже подошвы продуктивного пласта. Наличие РГХ ниже интервала перфорации связано с заколонными перетоками, которые выявлены в этих скважинах. В нагнетательных скважинах №№ 102, 103, 401 также определены интервалы РГХ в пределах перфорированных пластов и ниже перфорации. Возможно, появление РГХ в этих скважинах связано с выработкой пласта и с текущим положением ВНК. Данные по определению интервалов РГХ приводятся в таблице 4.6.Данные мониторинга РГХА в добывающих и нагнетательных скважинах могут дать информацию об охвате продуктивного пласта процессом разработки. Поэтому необходимо проведение замеров РГХА, а также выполнение промыслово-геофизических исследований для определения характера и значения текущего насыщения. Для контроля текущей нефтенасыщенности возможно сопоставление нефтенасыщенности пластов скважин, пробуренных на стадии разведки месторождения и в процессе разработки.

Сложное геологическое строение объекта и невыполнение промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой на протяжении всего периода эксплуатации месторождения затрудняет и делает невозможным осуществление объективного контроля за процессом разработки. Анализ количества и качества ПГИ показал, что контроль за разработкой ведется неудовлетворительно. В соответствии с регламентным документом РД 153-39.0-109-01 необходимо увеличить долю системных исследований в скважинах.

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: