Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Марта 2013 в 19:16, дипломная работа

Описание

В 90-е годы ТШО осуществило большой комплекс работ по изучению геолого-физического строения нефтяного месторождения, коллекторских свойств пластов, выполнены многочисленные исследования продуктивности добывающих скважин, поведение пластового давления в различных частях месторождения при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Было осуществлено бурение группы оценочных скважин, которые прошли практически всю толщу нефтенасыщенных пород вплоть до девонских отложений. В результате ТШО была построена подробная компьютерная геолого-физическая модель месторождения, а затем, на ее базе, гидродинамическая трехмерная многофазная компьютерная модель. Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим строением.
Целью дипломной работы является определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз.

Скачать (345.89 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Работа состоит из 1 файл

Алишер Муталиев РНГ.doc

— 1,015.00 Кб (Скачать документ)

Различие характеристики дебитов скважин по фациальным зонам объясняется их емкостными и фильтрационными свойствами, которые для различных фациальных зон существенно отличаются. В нижеследующей таблице приведена сравнительная характеристика толщин подобъектов I объекта в различных фациальных зонах. Как видно из таблицы, толщины подобъектов резко отличаются при переходе из зоны в зону.

Усредненная характеристика толщин подобъектов I объекта
в различных фациальных зонах

Зоны	Средняя толщина горизонтов, м
Зоны	Башкирский	Серпуховский	Окский
Платформа	90	100	240
Марджин	120	750	отс.
Баундстоун	10	350	отс.
Склон	40	200	50

Для оценки параметров коллектора в различных фациальных зонах была проанализирована выборка гидродинамических исследований, выполненных по скважинам месторождения Тенгиз за период разведки и разработки. Такие параметры как проницаемость, гидропроводность и продуктивность скважин (параметр удельной продуктивности скважины не исследовался, так как в него вносится некоторая доля условности при использовании работающей мощности по РLТ) осреднялись для максимальных и минимальных значений по группам скважин, попавших в те или иные фациальные зоны. Результаты обработки приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Фильтрационная характеристика пласта и скважин
по данным гидродинамических исследований

№ пп	№ скв.	Участок	К прони-цаемость, мД	К×h прони-цаемость ´ толщину, мД×м	Гидро-провод-ность, мД×м/сп	h вскры-тая тол-щина, м	Q дебит, т/сут.	Коэфф. продук-тивности, т/сутки/ бар
1	1К	Борт	105,5	6752	33760	64	1958	45
2	3К	Платформа	0,76	76	380	100	971	4,6
3	4	Борт	2,24	266,56	1333	119	444	1,26
4	5К	Платформа	0,62	62	310	100	408	1,56
5	6	Борт					1038	6,42
6	7	Борт	0,59	157,53	788	267	625	3
7	8	Борт	3,2	918,4	4592	287	667	4
8	9	Борт	46,2	7068,6	35343	153	1158	42,2
9	10	Склон	1976	63232	316160	32	1400	47,9
10	11	Платформа	1,86	187,86	939	101	300	2
11	12	Склон	3,67	216,53	1083	59	936	8,3
12	15	Платформа	5,64	558,36	2792	99	811	8
13	16	Склон	186	9672	48360	52	731	18
14	20	Борт					378	33
15	21	Платформа	8,43	531,09	2655	63	299	1,6
16	23	Борт					1377	28,5
17	27	Борт	60,8	3952	19760	65	1530	42
18	28	Борт					1534	30,5
19	38	Склон					200	0,6
20	40	Склон					125	0,8
21	42	Склон	15,4	4697	23485	305	1400	149,5
22	43	Склон	9,9	3583,3	17919	362	796	13,9
23	44	Борт	6,83	751,3	3757	110	523	10,2
24	47	Склон					483	1,5
25	72	Платформа	1,32	286,44	1432	217	200	0,8
26	102	Борт	30,14	3646,94	18235	121	754	3,4
27	103	Борт	2	318	1590	159	1075	4
28	104	Борт	38,19	3055,2	15276	80	700	1,52
29	105	Платформа	1,94	157,14	786	81	213	1,3
30	106	Платформа	1,3	78	390	60	125	0,6
31	107	Платформа	1,29	96,75	484	75	60	0,166
32	108	Борт					1624	56,6
33	110	Платформа					250	0,6
34	111	Платформа	1,405	101,16	506	72	626	3,1
35	112	Платформа	1,15	113,85	569	99	640	4,16
36	113	Платформа	0,55	119,9	600	218	700	8
37	114	Борт					400	1,18
38	115	Платформа	1,07	149,8	749	140	446	1,2
39	116	Платформа	23,66	757,12	3786	32	844	18,6
40	117	Платформа	0,05	7,6	38	152	300	1
41	118	Борт					2055	29
42	119	Платформа	0,1392	16,704	84	120	70	0,176
43	120	Платформа	0,55	137,5	688	250	325	0,96
44	121	Платформа	1	76	380	76	118	0,48
45	122	Борт	42,2	1477	7385	35	2035	18,5
46	123	Платформа	0,472	82,128	411	174	255	0,53
47	124	Платформа	0,36	75,24	376	209	373	0,82
48	220	Платформа	1,65	704,55	3523	427	1598	5,9
49	317	Платформа	3,51	803,79	4019	229	514	2,6
50	318	Платформа	2,53	680,57	3403	269	1200	9
51	320	Борт					1563	43
52	419	Платформа					526	1,9
53	463	Склон					350	1,2
54	1100	Склон					1953	40
55	1101	Борт					993	5
56	5050	Платформа					498	1,91
57	5056	Борт					1474	5,08
58	5857	Борт						4,97
Средние значения:
По месторождению			66,41		14823,7	144,4		13,5
По борту			30,7		12893	133		19,2
По платформе			2,66		1274	146		4,1
По склону			438,2		81401	162		31,3

Платформа

Проницаемость оценивалась по 23 скважинам с диапазоном от 0,00059 до 0,1055 мкм² при среднем значении 0,0027 мкм². Средняя величина гидропроводности составила 1274 (23 определения).

Коэффициент продуктивности на последнюю дату определялись по 27 скважинам, средняя величина которого при этом принята равной 0,41 т/сут /МПа.

Борт

Среднее значение фильтрационной характеристики по результатам 11 определений равняется 0,0307 мкм². Величина гидропроводности менялась от 788 до 35343 при среднем значении 12893 (11 определений).

Коэффициент продуктивности по результатам исследований варьировался от 0,118 до 5,6 т/сут /МПа при среднем значении 1,92 т/сут / МПа (20 определений).

Склон

Наименее изученным по результатам гидродинамических исследований является данная фациальная зона – 5 определений проницаемости, средняя величина которой составляет 0,4382 мкм²; 5 определений гидропроводности, изменяющейся от 1083 до 316160 при среднем значении 81401 . Маскимальной значение гидропроводности отмечено по скв. Т-10. Очевидно, что при такой гидропроводности величина продуктивности по данной зоне превышает аналогичную характеристику других фациальных областей. По результатам 11 определений среднее значение коэффициента продуктивности для условий склоновой части месторождения составило 3,13 т/сут / МПа при разбросе значений от 0,06 до 14,95 т/сут / МПа.

Гидродинамические исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах входят в обязательный комплекс промысловых исследований, и должны проводится в объеме, предусмотренном Технологической схемой.

На 01.01.07 гидродинамические исследования на Тенгизском месторождении проведены в полном объеме, предусмотренным в Технологической схеме. В течение 2005-06 гг. с целью оценки продуктивных и фильтрационно-емкостных свойств (ФЁС) пласта и состояния призабойной зоны были проведены 56 гидродинамических исследований. Из них 12 исследований методом анализа КВД (PTT) и гидропрослушивания (SGI) и 16 исследований по определению профиля притока в 2005 году (PLT), 4 исследований PTT и 24 PLT - в 2006 году.. Также были проведены замеры статического градиента давления и температуры (ЗСГ) на забоях скважин. В 2005 году 28 замеров и 22 замера в 2006 году. Для этих замеров использовались глубинные приборы Шлюмберже и стационарные глубинные манометры. Также с помощью стационарных глубинных манометров ТШО ведет мониторинг динамического забойного давления по времени в 34 скважинах. Эти приборы также позволяют записать КВД во время незапланированных останов скважин. В дополнение к гидродинамическим исследованиям ТШО провел 34 каротажных работ по определению пористости и насыщенности коллектора, из них 11 работ в 2005 году и 23 работ в 2006 году.

В 2006 году были проведены работы по отбору глубинных проб пластовой жидкости в 3 скважинах с целью сравнения физико-химических свойств флюида.

В таблицах 3.2.1 и 3.2.2 приведено количество проведенных исследований по годам.

Таблица 3.2.1 – Промыслово-гидродинамические исследования, проведенные в 2005 году.

№ п/п	ЗСГ		КВД и гидропрослушивание		PLT		Кавернометрия		RST
1	21	3.01.05	20	14.02.05	4748	27.02.05	20	15.02.05	111	13.01.05
2	419	18.02.05	114	27.02.05	14	5.03.05	419	19.02.05	21	20.01.05
3	103	20.02.05	8	20.03.05	5963	15.03.05	21	24.02.05	115	5.02.05
4	102	26.02.05	115/317/220/5646(SGI)	22.03.05	6846	22.03.05	124	28.02.05	112	14.04.05
5	5k	14.03.05	72/5044/5246(SGI)	23.03.05	3938	30.03.05	8	28.03.05	115	15.06.05
6	5246	29.03.05	4635/43	5.05.05	105	20.04.05	112	18.04.05	116	17.06.05
7	4	2.04.05	317 (SGI)	14.05.05	4	25.04.05	116	8.05.05	120	2.08.05
8	12	9.04.05	21/5646/220 (SGI)	30.05.05	123	5.06.05	47	24.05.05	14	16.08.05
9	5044	22.04.05	106/5044 (SGI)	20.06.05	21	21.07.05	1nt	28.05.05	317	14.10.05
10	116	7.05.05	317/5444 (SGI)	15.10.05	6743	30.07.05	8nt	30.05.05	318	12.12.05
11	38	13.05.05	5K/15 (SGI)	25.10.05	124	10.08.05	115	15.06.05	113	6.12.05
12	44	16.05.05	14/5447 (SGI)	26.10.05	7450	23.08.05	9	20.06.05
13	20	20.05.05			4629	30.08.05	10	16.07.05
14	47	21.05.05			6658	26.10.05	120	24.07.05

Продолжение таблицы 3.2.1

15	1k	6.06.05	4556	6.11.05	113	5.12.05
16	115	13.06.05	6457	14.11.05
17	108	14.06.05
18	9	20.06.05
19	8	22.06.05
20	117	23.06.05
21	118	21.07.05
22	317	26.07.05
23	28	22.08.05
24	6	17.09.05
25	113	2.10.05
26	43	23.10.05
27	72	21.12.05
28	5857	30.12.05

Таблица 3.2.2 – Промыслово-гидродинамические исследования проведенные в 2006 году.

№ п/п	ЗСГ		КВД		PLT		Кавернометрия		RST
1	122	3.03.06	318/5447	3.03.06	5050	18.01.06	44	2.10.06	116	5.02.06
2	23	18.04.06	112	10.05.06	3948	19.01.06	24	6.11.06	72	23.02.06
3	7	25.04.06	21	7.06.06	116	4.02.06			5050	27.02.06
4	320	2.05.06	108/5056/9	27.07.06	72	21.02.06			117	6.03.06
5	1101	5.05.06			5442	3.03.06			5442	9.03.06
6	44	27.06.06			5442	10.03.06			102	29.03.06
7	6846	30.06.06			113	14.03.06			104	17.04.06
8	104	28.07.06			102	30.03.06			23	20.04.06
9	119	21.08.06			117	2.04.06			5850	2.05.06
10	105	12.11.06			5660	7.04.06			1101	5.05.06
11	15	ПГМД			104	16.04.06			28	23.05.06
12	220	ПГМД			23	22.04.06			44	28.05.06
13	5848	ПГМД			5632	23.04.06			38	19.06.06
14	72	ПГМД			29	8.06.06			419	1.07.06
15	5242	ПГМД			38	21.06.06			4	6.07.06
16	5442	ПГМД			6743	23.06.06			320	18.07.06
17	5848	ПГМД			320	19.07.06			1k	6.08.06
18	42	ПГМД			5853	31.08.06			8	9.09.06
19	5850	ПГМД			8	12.09.06			220	16.09.06
20	318	ПГМД			220	18.09.06			44	29.09.06
21	25	ПГМД			44	1.10.06			42	11.10.06
22	31	ПГМД			42	13.10.06			6	21.10.06
23					6	22.10.06			5646	24.10.06
24					5646	27.12.06

Результаты гидродинамических исследований приведены в таблицах 3.2.3-3.2.4. Полученные параметры ФЕС месторождения варьирует в пределах значеий, приведённых в Технологической схеме и Анализе разработки. н

Таблица 3.2.3 – Результаты гидродинамических исследований за 2005 - 2006гг. методом КВД (РТТ)

№№ скв.	Место-поло-жение	Толщ. пласта, м	Дата исслед.	Коэф-т проницаемости, мкм²	Коэфф. продук-тивности, м³/сут*МПа	Гидро-провод., мкм²_* м/мПа_*с	Коэф. пьезо-провод., м²/с	Скин- фактор	Проводимость, мкм²_*м
8	борт	442	03.05 г	0.138		2785.4	0.0143	2300	612.8
20	борт	23	14.02.05 г	2.521	2730	263.6	0.184	32	58
112	платф.	217	05.05 г	0.005		5.14	0.0005	-2	1.16
114	борт	140	02.05 г	0.007	59.6	4.227	0.0005	22	0.93
317	платф.	235	15.05.05г	0.0004		0.477	0.00004	-3	0.11

Таблица 3.2.4 - Результаты гидродинамических исследований в скважинах, исследованных на гидропрослушивание

№№ скв. реагир.	Местополо-жение	Дата исследов.	№№ скв. возмущ.	Местополо-жение	Рстат., МПа	Скин-фактор	Коэффициент проницаемости, мкм²	Гидропроводность, мкм²м/(мПас)
115	платформа	01- 03.05 г	220	платформа	-	-3.5	0.0096	3.35
			5646	платформа	-	-	-	-
			317	платформа	-	-	-	-
21	платформа	05.05 г	220	платформа	-		0.012	4,83
21	платформа	05.05 г	5646	платформа	-	-	-	-
4635	склон	05.05.05 г	43	склон	64	1	0.061	120
106	платформа	06.05 г	5044	платформа	-	-4	0.008	1,09
317	платформа	10.05 г	5444	платформа	-	-4.1	0.003	1.3
14	платформа	10.05 г	5447	платформа	57	-4	0,019	2,9
5к	платформа	09.05 г	15	платформа	-	-	-	-
318	платформа	02.06 г	5447	платформа	-	-2	0.004	5.3
72	платформа	01- 03.06 г	5246	платформа	-	-4	0.002	4.59
72	платформа	01- 03.06 г	5044	платформа	-	-4	0.003	4.71
108	борт	06-07. 06 г	5056	борт	62.9	-1.8	1.6	468,2
108	борт	06-07. 06 г	9	борт	-	-	-	-
11	платформа	03-04.06 г	5044	платформа	-	-4	0.005	6.3
11	платформа	03-04.06 г	5242	платформа	-	-	0.004	6.0
106	платформа	06.05 г	5044	платформа	-	-4	0.008	1.09
5848	платформа	04-06.06 г	21	платформа	-	-3	0.006	9.6

Информация о работе Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз