Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Определение причины обводнения газовой скважины





Теоретические сведения

Высокая обводненность продукции газовой скважины является не столь критичной проблемой, как в случае с нефтяной скважиной, где добыча попутной воды напрямую влияет на коэффициент нефтеотдачи. Однако информация об источнике водопритока в газовую скважину может быть полезной для актуализации постоянно действующей геолого-технической модели, прогнозирования выбытия скважин при гидродинамическом моделировании, локализации остаточных запасов газа и т.д.

В данной работе для определения причины обводнения предлагается использовать диагностический метод, который заключается в построении графиков зависимости водогазового фактора (ВГФ) и производной водогазового фактора (ВГФ’) от времени в двойных логарифмических координатах. Водогазовый фактор – определяющий параметр степени обводнения продукции скважины, так как представляет из себя отношение добычи воды к добыче газа. ВГФ зависит от фазовых проницаемостей пласта по газу и воде, на которые влияет активность источника избыточной воды: чем активнее источник, тем быстрее будет возрастать ВГФ. Таким образом, тенденция изменения этих графиков может свидетельствовать об активности источника водопритока и, следовательно, о той или иной причине обводнения.

В статье K.S. Chan в основном были описаны графики для двух причин обводнения: подтягивание конуса и прорыв законтурной воды по наиболее проницаемым пропласткам. График зависимости ВГФ от времени в двойных логарифмических координатах для конусообразования пологий, при этом интенсивность роста со временем становится меньше. Для графика производной ВГФ’, построенного в этих же координатах, характерно убывание (рисунок 5).



Рис. 5. Диагностика водопритока при подтягивании конуса

В случае с обводнением законтурными водами аналогичные графики возрастают в течение всего времени работы скважины, чаще всего они имеют вид ветви параболы (рисунок 6).

Рис. 6. Диагностика водопритока при обводнении законтурными водами
по пропласткам

Задание для самостоятельной работы

По имеющимся промысловым данным (таблицы №5 – №14) определить причину обводнения скважины и интервал перфорации, по которому поступает вода.

Вариант 1

Скважина №12П окончена бурением в ноябре 1985 года. Фактическая глубина 3370,0 м, интервалы перфорации 3096,0-3126,0 м, 3264,0-3288,0 м, 3293,0-3296,0 м. Введена 17.11.2003 г. в работу на пласты БТ6, БТ7-8 и БТ10 с целью изучения возможности совместной эксплуатации залежей.

На протяжении всего периода эксплуатации также отмечалось поступление воды в скважину, всего было отобрано 2,5 тыс.т.

РИГИС по скважине приведены в таблице 5. Данные из карточки скважины – в таблице 6.


Таблица №5

РИГИС скважины №12П

Интервал коллектора Пласт hистин, aпс rкБК, rп, kпр, Характер насыщения по ГИС
кровля подошва кровля подошва
м а.о., м м от.ед. Ом м Ом м мД
3088.6 3089.4 3036.98 3037.78 БТ60 0.8 0.41 136.2   160.45 Неясен
3096.4 3097.2 3044.77 3045.57 БТ6 0.8 0.65 105.4 12.59 Продукт
3097.2 3099.4 3045.57 3047.77 БТ6 2.2 0.76 105.4 12.59 Продукт
3099.4 3101.4 3047.77 3049.77 БТ6 2 0.74 105.4 2.74 Продукт
3102.4 3103.4 3050.77 3051.77 БТ6 1 0.59 105.4 41.23 Продукт
3108.8 3109.4 3057.16 3057.76 БТ6 0.6 0.59 136.2     Продукт
3109.8 3110.6 3058.16 3058.96 БТ6 0.8 0.44 91.7     Продукт
3115.6 3063.96 3064.36 БТ6 0.4 0.47 84.1     Продукт
3117.6 3065.96 3066.36 БТ6 0.4 0.79 60.27 Продукт
3118.8 3119.2 3067.15 3067.55 БТ6 0.4 0.79 12.59 Продукт
3119.6 3067.95 3068.35 БТ6 0.4 0.79 41.23 Продукт
3120.4 3121.2 3068.75 3069.55 БТ6 0.8 0.79 41.23 Продукт
3070.35 3071.35 БТ6 1 0.76 2.97 Продукт
3123.6 3071.95 3072.35 БТ6 0.4 0.74 60.27 Продукт
3124.4 3124.8 3072.75 3073.15 БТ6 0.4 0.74 60.27 Продукт
3125.2 3125.6 3073.55 3073.95 БТ6 0.4 0.74 60.27 Продукт
3132.4 3080.75 3082.35 БТ70 1.6 0.44 8.86 Вода
3145.2 3145.8 3093.54 3094.14 БТ7-8 0.6 0.59   88.71 Продукт
3153.4 3153.8 3101.74 3102.14 БТ7-8 0.4 0.7 2.16 Продукт
3154.2 3154.6 3102.54 3102.94 БТ7-8 0.4 0.7 2.16 Продукт
3155.2 3155.6 3103.54 3103.94 БТ7-8 0.4 0.7 2.16 Продукт
3156.2 3156.6 3104.54 3104.93 БТ7-8 0.4 0.59 2.16 Продукт
3106.33 3107.33 БТ7-8 1 0.53 2.74 Продукт
3159.8 3160.6 3108.13 3108.93 БТ7-8 0.8 0.53 2.74 Продукт
3163.6 3111.93 3112.33 БТ7-8 0.4 0.7     Продукт
3164.8 3165.2 3113.13 3113.53 БТ7-8 0.4 0.82     Продукт
3165.2 3166.8 3113.53 3115.13 БТ7-8 1.6 0.76 1.46 Продукт
3167.6 3169.2 3115.93 3117.52 БТ7-8 1.6 0.82 2.16 Продукт
3169.2 3170.4 3117.52 3118.72 БТ7-8 1.2 0.88 5.77 Продукт
3171.2 3173.6 3119.52 3121.92 БТ7-8 2.4 0.94 4.13 Продукт
3174.4 3122.72 3124.32 БТ7-8 1.6 0.74 41.23 Продукт
3177.6 3179.8 3125.92 3128.12 БТ7-8 2.2 0.79 12.59 Продукт
                       

 

Окончание таблицы №5

3180.8 3181.2 3129.12 3129.52 БТ7-8 0.4 0.65 53.2   12.59 Продукт
3183.6 3184.8 3131.91 3133.11 БТ7-8 1.2 0.59   88.71 Продукт
3186.8 3134.31 3135.11 БТ7-8 0.8 0.59   60.27 Продукт
3187.4 3188.8 3135.71 3137.11 БТ7-8 1.4 0.82 17.99 Продукт
3188.8 3137.11 3139.31 БТ7-8 2.2 0.88 17.99 Продукт
3191.6 3192.2 3139.91 3140.51 БТ7-8 0.6 0.82 25.9 Продукт
3192.6 3140.91 3141.31 БТ7-8 0.4 0.79 25.9 Продукт
3194.4 3196.2 3142.7 3144.5 БТ7-8 1.8 0.72 84.9 25.9 Продукт
3196.2 3197.1 3144.5 3145.4 БТ7-8 0.9 0.79 53.8     Неясен
3197.1 3197.8 3145.4 3146.1 БТ7-8 0.7 0.85 40.4     Неясен
3198.2 3146.5 3148.3 БТ7-8 1.8 0.88 4.49 Вода
3200.6 3203.6 3148.9 3151.9 БТ7-8 3 0.88 29.7 4.88 Вода
3203.6 3206.2 3151.9 3154.5 БТ7-8 2.6 0.97 30.7 10.55 Вода
3208.2 3209.4 3156.49 3157.69 БТ7-8 1.2 0.97   23.72 Вода
3213.6 3158.29 3161.89 БТ7-8 3.6 17.99 Вода
3217.7 3218.5 3165.99 3166.79 БТ7-8 0.8 0.48     60.27 Вода
3221.5 3222.3 3169.78 3170.58 БТ7-8 0.8 0.55     107.89 Вода
3268.6 3213.24 3216.84 БТ10 3.6 0.78 109.3 21.9 Продукт
3269.8 3270.6 3218.03 3218.83 БТ10 0.8 0.74 85.8   32.9 Продукт
3272.6 3220.23 3220.83 БТ10 0.6 0.81   Продукт
3273.4 3221.23 3221.63 БТ10 0.4 0.74 68.9   Продукт
3275.2 3277.2 3223.43 3225.43 БТ10 2 0.81   Продукт
3280.8 3226.23 3229.03 БТ10 2.8 0.89   Продукт
3281.4 3229.62 3232.22 БТ10 2.6 0.96   Продукт
3284.4 3287.6 3232.62 3235.82 БТ10 3.2 0.96     Продукт
3288.4 3292.4 3236.62 3240.62 БТ10 4   Продукт+Вода
3293.4 3241.22 3241.62 БТ10 0.4     Продукт+Вода
3293.8 3242.01 3244.21 БТ10 2.2   Продукт+Вода
3244.21 3246.21 БТ10 2   Продукт+Вода
3300.6 3246.21 3248.81 БТ10 2.6 0.93 17.96 Продукт+Вода
3301.6 3302.4 3249.81 3250.61 БТ10 0.8   21.9 Неясен
3304.7 3305.2 3252.9 3253.4 БТ10 0.5 0.74     Неясен
3306.1 3306.7 3254.3 3254.9 БТ10 0.6 0.42   19.82 Неясен

 

Таблица №6

Карточка скважины 12П

Дата Дебит сух.газа, тыс.м3/сут Добыча сух.газа, тыс. м3 Накопл. добыча сух.газа, тыс. м3 Дебит воды, т/сут Добыча воды, т Накопл. добыча воды, т Кэкспл газ.скв,. д.е.  
 
01.02.2004 393.59 11414.2 56508.3 2.72 78.8 397.7 0.94  
01.03.2004 7.55 234.1 56742.5 397.7 0.51  
01.05.2004 209.05 6480.6 1.43 44.2 441.9  
01.06.2004 409.26 12277.8 75500.8 441.9  
01.07.2004 406.1 12589.2 88090.1 2.9 89.9 531.8
01.08.2004 419.4 13001.4 101091.5 2.9 89.9 621.7
01.09.2004 420.74 12622.3 113713.8 2.9 708.7
01.10.2004 424.28 13152.6 126866.4 1.74 53.9 762.6 0.98
01.11.2004 470.09 14102.7 140969.1 2.9 849.6
01.12.2004 476.39 14768.1 155737.1 2.9 89.9 939.5
01.01.2005 477.31 14796.7 170533.8 2.9 89.9 1029.4
01.02.2005 482.79 13518.2 2.9 81.2 1110.6
01.03.2005 477.04 14788.2 198840.2 2.89 89.7 1200.3
01.04.2005 453.73 13611.8 212451.9 2.19 65.8 1266.1
01.05.2005 441.36 13682.2 226134.2 2.06 63.8 1329.9
01.06.2005 469.52 14085.6 240219.8 2.1 1392.9
01.07.2005 418.81 12983.3 1.88 58.3 1451.2 0.9
01.08.2005 491.65 1.92 59.5 1510.7 0.98
01.09.2005 478.23 14346.8 282790.8 2.1 1573.7
01.10.2005 14135.9 296926.6 2.08 64.6 1638.3 0.98
01.11.2005 484.73 311468.7 2.1 1701.3
01.12.2005 477.95 14816.3 2.1 65.1 1766.4 0.99
01.01.2006 283.37 8784.4 335069.4 1.44 44.5 1810.9 0.77
01.02.2006 469.35 12965.7 348035.1 1.72 47.6 1858.5 0.99
01.03.2006 366.12 11334.4 359369.5 1.7 52.7 1911.2
01.04.2006 391.77 11638.8 371008.2 1.71 50.8 0.99
01.05.2006 504.13 9914.6 380922.8 2.01 39.5 2001.5 0.63
01.06.2006 312.67 9380.2 0.92 27.7 2029.2 0.81
01.07.2006 425.97 13205.1 403508.1 1.1 34.1 2063.3
01.08.2006 522.78 16206.3 419714.4 1.62 50.3 2113.6
01.09.2006 393.36 11800.9 431515.3 1.7 51.1 2164.7
01.10.2006 409.83 12704.7 1.71 2217.7
01.11.2006 458.52 13755.5 457975.4 1.61 48.3
01.12.2006 332.06 10293.8 468269.2 1.57 48.8 2314.8
01.01.2007 514.17 15939.3 484208.5 1.57 48.8 2363.6
                       

Окончание таблицы №6

01.02.2007 527.1 14758.7 498967.2 1.5 2405.6
01.03.2007 502.19 15567.7 514534.9 1.5 46.5 2452.1
01.04.2007 510.59 15317.6 529852.6 1.5 45.1 2497.2
01.05.2007 504.1 15627.1 545479.6 1.5 46.5 2543.7
01.06.2007 5009.9 550489.6 0.59 17.8 2561.5 0.62

Вариант 2

Скважина №129Р окончена бурением в мае 1994 года. Фактическая глубина 3691 м, интервалы перфорации 3320,0-3361,0 м, 3511,0-3530,0 м, 3601,0-3607,0 м.

Скважина введена в пробную эксплуатацию 20.01.2003 г. на пласты БТ6, БТ10 с целью изучения возможности совместной эксплуатации залежей.

На протяжении всего периода эксплуатации отмечалось поступление воды в скважину, всего было отобрано 2,0 тыс.т.

РИГИС по скважине приведены в таблице 7. Данные из карточки скважины – в таблице 8.

Таблица №7

РИГИС скважины №129Р

Интервал коллектора Пласт hистин, aпс rкБК, rп, kпр, Характер насыщения по ГИС
кровля подошва кровля подошва
м а.о., м м от.ед. Ом м Ом м мД
3319.9 3320.8 3033.22 3034.12 БТ60 0.9 0.54   16.44 Неясен
3322.1 3035.42 3036.32 БТ60 0.9 0.36   10.55 Неясен
3326.7 3327.1 3040.02 3040.42 БТ6 0.4 0.36 43.7     Продукт
3327.7 3330.6 3041.02 3043.92 БТ6 2.9 0.59 78.2 2.16 Продукт
3331.9 3045.22 3047.32 БТ6 2.1 0.66 7.46 Продукт
3334.4 3047.72 3050.32 БТ6 2.6 0.64 1.7 Продукт
3339.5 3050.32 3052.82 БТ6 2.5 0.53 99.6 Продукт
3340.8 3342.8 3054.12 3056.12 БТ6 2 0.42 145.2 Продукт
3344.7 3345.3 3058.02 3058.62 БТ6 0.6 0.33   60.51 Продукт
3346.6 3059.32 3059.92 БТ6 0.6 0.38 46.5   7.46 Продукт
3347.3 3350.3 3060.62 3063.62 БТ6 3 0.55 16.44 Продукт

 

Продолжение таблицы №7

3351.4 3352.8 3064.72 3066.12 БТ6 1.4 0.49   11.52 Продукт
3354.4 3355.8 3067.72 3069.12 БТ6 1.4 0.63 72.3   2.15 Продукт
3355.8 3359.2 3069.12 3072.52 БТ6 3.4 0.69 0.86 Продукт
3360.8 3073.32 3074.12 БТ6 0.8 0.57   0.8 Продукт
3362.8 3363.7 3076.12 3077.02 БТ6 0.9 0.51 26.1   34.19 Неясен
3376.2 3377.4 3089.51 3090.71 БТ7-8 1.2 0.35   21.53 Продукт
3379.8 3092.31 3093.11 БТ7-8 0.8 0.33 40.4   25.9 Продукт
3379.8 3381.4 3093.11 3094.71 БТ7-8 1.6 0.39 19.69 Продукт
3382.9 3386.3 3096.21 3099.61 БТ7-8 3.4 0.55 3.8 Продукт
3386.3 3389.9 3099.61 3103.21 БТ7-8 3.6 0.63 34.19 Продукт
3389.9 3391.5 3103.21 3104.81 БТ7-8 1.6 0.55 58.2 4.49 Продукт
3391.5 3392.9 3104.81 3106.21 БТ7-8 1.4 0.53   4.88 Продукт
3393.8 3397.8 3107.11 3111.11 БТ7-8 4 0.51 55.5 6.29 Продукт
3398.6 3399.4 3111.91 3112.71 БТ7-8 0.8 0.47 65.5   7.46 Продукт
3400.1 3400.9 3113.41 3114.21 БТ7-8 0.8 0.32   2.53 Продукт
3402.1 3407.5 3115.41 3120.81 БТ7-8 5.4 0.53 85.5 6.85 Продукт
3407.5 3410.7 3120.81 3124.01 БТ7-8 3.2 0.46 94.5 13.75 Продукт
3411.9 3412.9 3125.21 3126.21 БТ7-8 1 0.51   31.15 Продукт
3412.9 3414.6 3126.21 3127.91 БТ7-8 1.7 0.6 2.74 Продукт
3415.2 3416.2 3128.51 3129.51 БТ7-8 1 0.6 56.3   2.53 Продукт
3416.2 3129.51 3132.31 БТ7-8 2.8 0.56 2.74 Продукт
3424.8 3132.31 3138.11 БТ7-8 5.8 0.59 2.74 Продукт
3425.9 3427.7 3139.21 3141.01 БТ7-8 1.8 0.64 44.7 10.55 Продукт
3431.4 3142.31 3144.71 БТ7-8 2.4 0.68 80.65 Продукт+Вода
3432.5 3433.9 3145.81 3147.21 БТ7-8 1.4 0.68 30.1   49.8 Вода
3434.8 3436.2 3148.11 3149.51 БТ7-8 1.4 0.62 26.1   4.86 Вода
3444.6 3150.31 3157.91 БТ7-8 7.6 0.66 26.4 4.13 Вода
3444.6 3448.4 3157.91 3161.71 БТ7-8 3.8 0.62 23.2 10.55 Вода
3451.6 3452.4 3164.91 3165.71 БТ7-8 0.8 0.36 22.9   107.8 Вода
3510.4 3223.71 3224.31 БТ10 0.6 0.57   69.41 Продукт
3511.5 3515.4 3224.81 3228.71 БТ10 3.9 0.86   Продукт
3516.6 3518.8 3229.91 3232.11 БТ10 2.2 0.94   Продукт
3518.8 3232.11 3234.31 БТ10 2.2 0.91   Продукт
3523.6 3235.31 3236.91 БТ10 1.6 0.93   Продукт
3523.6 3525.8 3236.91 3239.11 БТ10 2.2 0.98 26.8   Продукт+Вода
3526.2 3527.4 3239.51 3240.71 БТ10 1.2 0.95     Неясен

Окончание таблицы №7

3527.8 3530.2 3241.11 3243.51 БТ10 2.4 0.93 20.8 29.68 Вода
3530.2 3531.2 3243.51 3244.51 БТ10 1 0.85 20.1   40.55 Вода
3535.2 3246.31 3248.51 БТ10 2.2 0.88 22.8 Вода
3535.6 3536.2 3248.91 3249.51 БТ10 0.6 0.72 28.4   0.87 Вода
3538.6 3541.5 3251.91 3254.81 БТ10 2.9 0.81 31.9 0.81 Вода
3542.2 3542.8 3255.51 3256.11 БТ10 0.6 0.51 29.5   7.69 Вода
3543.8 3544.4 3257.11 3257.71 БТ10 0.6 0.45 31.3   12.21 Вода
3551.6 3552.4 3264.91 3265.71 БТ10 0.8 0.34 28.8   7.03 Вода
3554.7 3555.5 3268.01 3268.81 БТ10 0.8 0.38 30.6   4.95 Вода
3578.6 3579.4 3291.91 3292.71 БТ110 0.8 0.48 32.8   36.51 Вода
3579.8 3580.4 3293.11 3293.71 БТ110 0.6 0.38 31.6   7.69 Вода
3601.1 3314.4 3315.3 БТ11 0.9 0.65   7.69 Неясен
3602.5 3603.7 3315.8 3317 БТ11 1.2 0.76 48.2   2.37 Неясен
3318.3 3319.3 БТ11 1 0.65   7.69 Неясен
3606.7 3607.5 3320 3320.8 БТ11 0.8 0.58   3.26 Неясен
3608.9 3609.5 3322.2 3322.8 БТ11 0.6 0.34   0.5 Неясен
3610.5 3611.3 3323.8 3324.6 БТ11 0.8 0.31 45.3   0.93 Неясен

Таблица №8

Карточка скважины №129Р

Дата Дебит сух.газа, тыс.м3/сут Добыча сух.газа, тыс. м3 Накопл. добыча сух.газа, тыс. м3 Дебит воды, т/сут Добыча воды, т Накопл. добыча воды, т Кэкспл газ.скв,. д.е.
01.05.2003 219.88 6816.3 47305.5 0.99 30.6 154.8 0.69
01.06.2003 286.44 8593.3 55898.8 0.99 29.6 184.4 0.85
01.07.2003 211.36 6552.1 62450.9 0.76 23.7 208.1 0.7
01.08.2003 363.48 11267.9 73718.8 1.5 46.5 254.6
01.09.2003 364.39 10931.7 84650.5 1.5 299.6
01.10.2003 358.67 11118.8 95769.3 1.48 45.9 345.5 0.99
01.11.2003 362.65 10879.5 106648.8 1.47 44.2 389.7
01.12.2003 362.97 11252.2 1.52 436.7
01.01.2004 370.9 11497.9 129398.9 1.5 46.5 483.2
01.02.2004 369.7 10721.3 140120.2 1.5 43.5 526.7
01.03.2004 367.97 11406.9 151527.2 1.5 46.5 573.2
01.04.2004 368.05 11041.6 162568.8 1.5 618.2
01.05.2004 370.24 11477.4 174046.2 1.5 46.5 664.7

Окончание таблицы №8

01.06.2004 335.73 10071.9 184118.1 1.02 30.7 695.4 0.88
01.07.2004 389.12 12062.8 196180.9 0.8 24.8 720.2
01.08.2004 389.55 12076.1 0.8 24.8
01.09.2004 388.9 0.8
01.10.2004 389.68 12080.2 232004.2 0.82 25.5 794.5
01.11.2004 388.15 11644.6 243648.8 1.41 42.3 836.8
01.12.2004 387.74 12019.9 255668.7 1.41 43.7 880.5
01.01.2005 389.08 12061.6 267730.2 1.4 43.4 923.9
01.02.2005 388.34 10873.5 278603.8 1.4 39.2 963.1
01.03.2005 347.39 10769.2 1.84 1020.1 0.92
01.04.2005 347.95 10438.4 299811.3 2.23 66.9 0.99
01.05.2005 334.42 310178.3 2.18 67.6 1154.6 0.95
01.06.2005 342.89 10286.8 320465.1 2.2 1220.6
01.07.2005 340.84 10566.1 331031.1 2.2 68.1 1288.7
01.08.2005 322.29 9991.1 341022.2 2.07 64.1 1352.8 0.94
01.09.2005 315.96 9478.8 350501.1 1.97 1411.8 0.92
01.10.2005 219.12 6792.8 357293.9 1.36 42.1 1453.9 0.76
01.11.2005 337.9 10136.9 367430.8 2.18 65.5 1519.4 0.99
01.12.2005 347.18 10762.5 378193.3 2.2 68.2 1587.6
01.01.2006 346.38 8067.7 1.41 32.9 1620.5 0.75
01.02.2006 350.71 9571.6 395832.6 2.26 61.6 1682.1 0.97
01.03.2006 348.91 10728.9 406561.4 2.22 68.2 1750.3 0.99
01.04.2006 350.16 10504.9 417066.3 2.2 1816.3
01.05.2006 349.07 7795.9 424862.2 2.22 49.5 1865.8 0.72
01.06.2006 367.94 432880.2 1.96 42.8 1908.6 0.73

Вариант 3

Скважина №20Р окончена бурением в декабре 1991 года, фактическая глубина 3365 м. Скважина введена в пробную эксплуатацию 17.10.2003 года на газоконденсатные залежи пластов БТ6 (интервал перфорации 3082-3122 м) и БТ7-8 (интервал перфорации 3147-3161.2 м) с целью изучения добывных возможностей пластов. На протяжении всего периода эксплуатации также отмечалось поступление воды в скважину, всего было отобрано 3,6 тыс.т.

РИГИС по скважине приведены в таблице 9. Данные из карточки скважины – в таблице 10.


Таблица №9

РИГИС скважины №129Р









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


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.