Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации

В распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по пласту АС1-2 наблюдается определенная зональность. На востоке отмечается зона коллекторов с наилучшими ФЕС (Кп более 19% и Кпр более 10мД) по залежи, для которой характерны и повышенные дебиты нефти вплоть до фонтанов. В следующей за ней зоне преобладают коллектора с пористостью от 17,5 до 19% и Кпр 1-7мД, дебиты изменяются от 2 до 5 мЗ/сут.

Последняя зона характеризуется Кпр 1мД и Кп 17,5%, дебиты в этой зоне не превышают 2 мЗ/сут при динамическом уровне. I

Средние параметры, характеризующие коллекторские свойства пласта, следующие: пористость 18,5%, проницаемость 0,005 мкм2, остаточная водоносность 55,8%, остаточная нефтенасыщенностъ 22,8%, карбонатность 3,2%. Содержание алевритовой фракции по пласту составляет 51,3%, песчаной 37,5%. В целом для пласта АС121-2 отчетливо прослеживаются так называемые "каналы" (понижения в палеорельефе, вероятно, с последующим размывом), по которым шла основная транспортировка терригенного материала, где в настоящее время и сконцентрирована основная масса песчаного материала.

Пласт АС12° имеет в принципе ту же зону развития, что и нижележащий пласт, но меньшую по размерам. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,03 до 0,60, составляя в среднем 0,28. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 25 (Крср=7). Коллекторские свойства пласта AC12 имеют тенденцию улучшатся в вос-точном направлении. Открытая пористость колеблется в пределах 17,2-20,0%, проницаемость 0,005-0,013 мкм2, остаточная водонасыщенность 39,5-75,8%, остаточная нефтенасыщенность 10,6-41,8%, карбонатность 2,2-5,6%, алевритовая фракция составляет 48,3%, песчаная 40,1%.

В целом ФЕС коллекторов пласта АС и близки между собой, при этом коллектора пласта АС120 обладают пониженными значениями. Горизонт АС и на Приобском месторождении как известно представляет собой огромную субмеридиональную вытянутую линзу, ограниченную практически со всех сторон зонами глинизации.

Формирование породколлекторов на данной территории происходило, вероятно, большей частью в условиях шельфового мелководья. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,13.

Связь Кп с эффективной толщиной отсутствует. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14, составляя в среднем 5. Основная доля среди коллекторов приходится на пропластки менее 1м-79,4%.

В отличие от горизонта АС12 содержание песчаной фракции здесь несколько больше 43,8%, пласт более однородный Кодн=1,66, лучше отсортированность пород.

По составу породообразующих компонентов песчаники аркозового состава с преобладанием кварца (44,2%] над полевыми шпатами (39,7%) при небольшом количестве обломков пород (15,8%] и слюды (0,6%]. Открытая пористость в среднем составляет 19,2%, проницаемость 0,015мкм2, остаточная водонасыщенность 28,9%, карбонатность 2,1%.

Коллекторы пласта ACп1 приурочены в основном к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания. Коэффициент расчлененности пласта АС111 колеблется в пределах от 1 до 14, а среднее его значение равно 8. Для этого пласта также характерно наличие более значительной доли пропластков мощностью от 1 до 4 м - 41,8%, при небольшом преобладании прослоев менее 1м- 54,3%.

 

1.4 Характеристика пластовых флюидов.

Пластовые нефти по продуктивным пластам не имеют значительных различий по своим свойствам.

Нефти пластов АС10, АС11 и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте А11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6-С5Н12 - 9,85%. Для нефти всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пептона над изомерами. Количество лёгких углеводородов СН4-С5Н12, растворенных в разгазированных  нефтях, составляет 8,2 - 9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нем составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пласт AC12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6/СЗН8 равна 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2.7-3,2%, тяжелых углеводов С6Н14 + высшие 0,95-128%. Количество диоксида углерода и азота невелика, около 1%. Разгазированные нефти всех пласmoв сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности. Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до 3500С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 3500С от 45% до54,9%.

Технологический шифр нефти пласта АС10-11/11т1П2, АС1 и АС12 -11 Т.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефти и газов Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно-Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцентурона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезокайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турончетдертичного дозраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между содой.

В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:

1. водоносный горизонт четвертичных отложений;
2. водоносный горизонт новомихайловских отложений;
3. водоносный горизонт атлымских отложений

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако, вследствие значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт.

Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноманюрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента.

На больших глубинах в обстановке затрудненного, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов.

Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.

Для заводнения нефтяных пластов на Приобье широко используются подземные воды аптсеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

Данные приведены в таблице 1.1

Наименование	Индекс пласта
	АС(10)1	АС(10)2-3	Среднее АС10	АС11(1)	АС12(0)	АС12(1-2)	Среднее по АС12
Пластовое давление, МПа	23,4	24,3	23,8	24,6	24,9	25,1	25,1
Пластовая температура, 0С	88	87	87	89	88	88	88
Давление насыщения, МПа	9,9	8,7	9,3	11,8	10,7	10,2	10,3
Газосодержание, м3/т	67	66	67	67	72	69	70
Газовый фактор при усл.сепарации, м3/т	54	55	55	70	62	59	60
Объемный коэффициент	1,214	1,207	1,21	1,244	1,216	1,199	1,201
Плотность нефти, кг/м3	785	782	784	769	778	792	788
Объемный коэффициент при усл.сепарации	1,177	1,18	1,179	1,206	1,186	1,164	1,171
Вязкость нефти мПа*С	1,52	1,85	1,69	1,37	1,46	1,6	1,56
Коэффициент объемной упругости, 1МПа*10	9,4	10,1	9,8	10,7	10,2	11	10,8
Плотность нефти при усл. Сепарации, кг/м3	873	896	870	869	867	869	868

 

1.5 Состояние разработки месторождения

Крупнейшая залежь на Приобское месторождении находится в разработке с 1986 года. Разработка ведется с поддержанием пластового давления по 9-ти точечной системе размещения скважин. Начальные извлекаемые запасы нефти утверждены в количестве 67 221 тыс.тонн. С начала разработки из залежи добыто 29.913,345 тонн нефти, что составляет 44,5% от начальных извлекаемых запасов. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2003 г. — составила 17,6 млн. тонн, в 2004 г.- 20,42 млн. тонн, в 2005 г. — 20,59 млн. тонн.

В стратегических планах развития компании Приобскому месторождению отведено одно из главных мест — к 2009 г. здесь планируется добывать до 35 млн. тонн. 
В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии.

Основными проблемами разработки являются:

1. Выработка оставшихся запасов высоко обводненной западной части залежи, где пласт представлен однородными коллекторами с хорошей проницаемостью;
2. Увеличение эффективности нагнетательных скважин в восточной части залежи, представленной серией косо залегающих линз частично или полностью изолированных друг от друга;
3. Высокий газовый фактор, препятствующий стабильной работе ГНО.

С целью снижения темпов обводнения скважин в западной части залежи проводятся мероприятия по выравниванию профилей приемистости и повышению нефтеотдачи (закачки ВУС, ЭC), а также идет внедрение циклических методов заводнения и отборов, с целью изменения направления движения фильтрационных потоков.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 История вопроса

Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

 

2.2 Уровень разработанности проблемы  в теории

В общем комплексе способов исследования скважин и пластов особое значение имеют гидродинамические методы - основа всей системы контроля за процессами разработки нефтегазовых месторождений.

Особое значение приобретают эти методы на стадии промышленной эксплуатации залежи, так как на основании данных гидродинамических исследований можно оценить распределение текущей нефтенасыщенности, определить профили притоков, продвижение контуров нефтеносности, распределение давлений и т. д. Гидродинамические методы исследования скважин позволяют также оценить эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Таким образом, современные гидродинамические методы исследования дают возможность получать по промысловым данным важнейшие параметры пласта, на основании которых проектируются системы разработки месторождений, регулируется процесс добычи нефти и анализируется эффективность разработки объектов.

 

2.3 Уровень разработанности проблемы  в практике

Технология исследования.

Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.

Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления Рз последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита.

 

 

 

 

 

 

2.4 Расчетная часть

Таблица 2.2

Режимы работы скважин	Пластовое давление , МПа	Забойное давление , МПа	Депрессия P= -	Дебит жидкости Q, тн./сут
1 2 3 4	28 28 28 28	23,1 23,95 25,7 27	4,9 2,05 2,3 1	65,4 55 32 12,5