Гидродинамические исследования скважин на Северо-Хоседаюском месторождении

В процессе выполнения настоящей  работы специалистами ОАО «Гипровостокнефть» повторно проинтерпретированы данные с применением программно-методической системы «ГДИ-эффект». Полученные результаты и сравнение их с результатами интерпретации, проведенной ранее, показано в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Сравнение результатов интерпретации данных КВД по скв.№ 30

Объект	Результаты ПГО «Архангельскгеология. Нарьян-Марская НГРЭ»		Результаты ОАО «Гипровостокнефть»
D3fm 2937-2987	Гидропроводность Проницаемость Продуктивность Скин-эффект	0,733 Д·см/сПз 0,0085 Д 0,3276 м3/сут/ат -2,566	Гидропроводность Проницаемость Продуктивность Скин-эффект	0,68 Д·см/сПз 0,0079 Д 0,32 м3/сут/ат -6,5
D3fm 2999-3033	Гидропроводность Проницаемость Продуктивность Скин-эффект	334,89 Д·см/сПз 1,362 Д 3,41 м3/сут/ат -	Гидропроводность Проницаемость Продуктивность  Скин-эффект	575,54 Д·см/сПз 2,34 Д 3,90 м3/сут/ат 63,2

 

Сопоставлении ранее полученных данных и параметров, расчитанных  при переинтерпретации, показывает высокую сходимость результатов  по величине проницаемости, продуктивности и гидропроводности.  Значения скин-фактора  в разных интервалах опробования  имеют различные величины: от -6,5 до 63,2, что свидетельствует об изменении  свойств коллектора в призабойной  зоне в связи с ее кольматацией.

Одной из причин отрицательного значения скин-фактора, полученного  при исследовании интервалов верхней  по разрезу части пласта, может  быть наличие трещин в зоне дренирования. Однако, поведение построенной в  полулогарифмических координатах КВД представленных на рисунках 3.1 и 3.2, не дает оснований для заключения о наличии естественной трещиноватости коллектора. По всей видимости отрицательный скин-фактор обусловлен, в отмеченных случаях, последствиями гидроразрыва.

Рисунок 3.1 – График КВД в координатах Хорнера (интервал 2937÷2987)

 

Рисунок 3.2 – График КВД в координатах ΔР=Lg(t) (интервал 2999÷3033)

 

Более представительная информация о продуктивности скважин и проницаемости  призабойной зоны была получена при  интерпретации исследований методом  установившихся отборов (индикаторные диаграммы). Как было отмечено выше, такие исследования проводились  в большинстве пробуренных скважин. Практически каждая из них была подвергнута  испытаниям на штуцерах различного диаметра, что позволило охарактеризовать зональное изменение продуктивности по простиранию залежи. Индикаторные диаграммы скважин № 30 представлены на рисунках 3.3 – 3.21.

Расчетные данные, полученные при интерпретации индикаторных диаграмм, имеют достаточно большой  разброс, кроме того, во многих скважинах  диаграммы носят нелинейный характер. Последнее может быть следствием не только допущенных при замерах  погрешностей, но и результатом проведенных  в некоторых скважинах гидроразрывов  и СКО. Проницаемость по индикаторным диаграммам изменяется в пределах 0,017÷15,9 мкм², гидропроводность – 0,075÷7,434 мкм² см/м Па с, коэффициент продуктивности – 8,5÷445,4 м³/сут МПа, дебит – 22,2÷512 м³/сут.

По ряду скважин исследования методом установившихся отборов  проводились как до, так и после  соляно-кислотной обработки (скв. № 4 северная часть залежи, №№ 14, 23 южная  часть залежи). По этой категории  скважин получены максимальные дебиты, величина которых после воздействия  на призабойную зону соляной кислотой превышала 500 м³/сут.

По большинству скважин  индикаторные диаграммы имеет линейный характер. В нефтепромысловой практике довольно часто встречаются индикаторные диаграммы, которые по мере увеличения депрессии приобретают выпуклость, обращенную к оси дебитов. Искривление  индикаторной диаграммы связано  с нарушением линейного закона фильтрации, это характерно для скважин, эксплуатирующихся  в режиме растворенного газа, при  снижении забойного давления ниже давления насыщения или при пластовом  давлении ниже давления насыщения. К  характерным скважинам такого типа на Северо-Хоседаюском месторождении  относятся скв. №№ 1, 5 на северо-востоке  залежи и скв. №№ 14, 23, 30 на юго-востоке  структуре. Их индикаторные диаграммы  имеют характерное искривление  к оси дебитов. Необходимо отметить, что по скв. № 23 после проведения СКО индикаторная диаграмма стала  линейной.

Представленные в таблице 3.2 параметры, полученные в результате интерпретации имевшихся данных проведенных исследований, могут использоваться выборочно для предварительных расчетов на начальной стадии проектирования и освоения месторождения. В процессе реализации пробной эксплуатации месторождения они требуют проверки и уточнения. Принимая во внимание отмеченное обстоятельство, при обосновании в настоящей работе величины входных дебитов скважин Северо-Хоседаюсского месторождения, были учтены данные о фактических показателях эксплуатации скважин соседних Тэддинского и Ардалинского месторождений, входящих в группу месторождений Центрального Хорейверского поднятия.

 

 

Таблица 2.1 – Результаты гидродинамических исследований скважин, пласт D₃fm III+IV

№ скв	Дата исследования	Интервал перфорации, м	Толщина пласта, м	Диаметр штуцера, мм	Дебит нефти, м3/сут	Обводнённость, %	Рпл, МПа	Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	Удельный коэффициент продуктивно-сти,м3/(сут· МПа·м)	Гидропрводность, мкм2·см/мПа·с	Прони-цаемость, 10-3 мкм2	Вид исследования
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	Нояб. 1984	3040-3076	17,3	25	209	0	31,4	33,4	0,928	0,558	17	ИК
2	Окт. 1986	2965-2972	2,4	7	69	0	30,61	14,33	2,047	0,239	588	ИК
4	Апр. 1989	3031-3039	6	7	34,6	0	31,78	4,48	0,56	0,075	52	ИК
4	Апр. 1989	3031-3039	6	7	126,7	0	31,78	51,65	6,445	0,862	603	ИК
5	Март1988	3073-3085	11	9	108	0	30,91	29,7	2,475	0,496	282	ИК
5	Июнь 1988	3046-3050	1,4	5	22,2	0	31,67	28,5	7,125	0,476	1665	ИК
7	Июль 1987	3002-3010	5,6	8,9	53,2	0	31,18	8,5	1,063	0,142	81	ИК
10	Июль 1988	3002-3005; 3008-3012	10,2	15	475,8	0	30,49	445,4	63,643	7,434	7205	ИК
14	Июль 1988	2987-2995	6	12	462,9	0	30,69	121,9	15,238	2,034	288,5	ИК
14	Май 1988	2939-2943	1,6	7	171	0	30,65	56,6	14,15	0,945	3485	ИК
14	Май 1988	2939-2943	1,6	7	190,5	0	30,65	87,2	21,8	1,455	5367	ИК
18	Март 1990	2997-3004	2,8	12	156	0	30,47	42,2	6,029	0,704	2487	ИК
19	Авг 1989	2969-2973; 2988-2995; 3006-3008; 3014-3018	5,6	7	108,7	0	30,84	34,7	1,928	0,579	724	ИК

 

Продолжение таблицы 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
21	Авг. 1990	3031-3034	1,2	7	126	0	30,92	36,1	12,033	0,603	2963	ИК
21	Авг. 1990	3054-3059	0,8	7	201,1	0	31,45	155	31	2,587	14553	ИК
23	Июнь 1988	3019-3030; 3035-3047	23,8	12	186,6	0	31,52	98,3	4,274	1,625	640	ИК
23	Июль 1988	3019-3030; 3035-3047	23,8	17	512,5	0	31,52	236,1	10,235	3,905	1539	ИК
23	Авг. 1988	3007-3009	0,8	9	240	0	31,47	117,7	58,85	1,929	15910	ИК
23	Авг. 1988	2978-2980	1,6	9	207,7	0	30,8	110,3	55,15	1,807	6664	ИК
24	Нояб. 1987	3032-3036	3	9	244	0	31,86	64,8	16,2	1,042	1356	ИК
26	Янв. 1990	3058-3067	3,4	7	112,3	0	32,09	20,3	2,256	0,351	434	ИК
30	Апр. 1995	2999-3033	16,6	12,7	170	0	31,37	38,2	1,124	0,641	261	ИК
30	Июн. 1995	2937-2987	5,6	13,5	19	0	30,85	3,2	0,57	0,68	7,9	КВД
30	Апр. 1995	2999-3033	16,6	12,7	170	0	31,3	39	2,34	575,5	2340	КВД

 

3.3 Выводы и рекомендации

Таким образом, несмотря на сравнительно значительный объем проведенных  в скважинах Северо-Хоседаюсского  месторождения гидродинамических  исследований, полученные при этом  данные большей частью являются мало представительными. В первую очередь  это касается КВД, которые по большинству  скважин являются недовосстановлеными. Что касается индикаторных диаграмм, то они охватывают практически весь фонд пробуренных скважин, что позволяет судить о зональной изменчивости фильтрационных свойств пласта. Ситуация осложнена тем обстоятельством, что результаты интерпретации индикаторных диаграмм имеют сложный, а порой противоречивый характер. Так, показатели продуктивности и величина проницаемости варьируют в весьма широких пределах, в отдельных случаях достигая нереально высоких значений. Тем не менее, на данном этапе проектирования освоения месторождения, когда имеется весьма ограниченная исходная информация об особенностях его геологического строения и потенциальных добывных возможностях, даже такие данные могут оказаться весьма полезными.

 

 

 

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ

 

Для определения стоимости  проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений, снятие индикаторных кривых, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин. Кроме этого учитываются затраты  времени на переезды исследований от базы до куста (места исследований) и протяженность такого переезда. Важно также знать часовую тарифную ставку для операторов по исследованию скважин в зависимости от разряда и часовую тарифную ставку для оплаты организаций, поставляющие спецмашины для исследования скважин и для перевозки операторов по исследованию к объектам.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте  мной рассматривались гидродинамические  исследования скважин на Северо-Хоседаюском месторождении.

В первом разделе рассматривается  геолого-промысловая характеристика Северо-Хоседаюского месторождения. Здесь приведены общие сведения о геологическом строение месторождения и залежей. Представлены сведения о продуктивных пластах месторождения их основные параметры: пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность. Даётся описание состава и свойств пород продуктивных пластов.