Анализ замеров забойного давления на месторождении Алибекмола

Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ замеров забойного давления на месторождении Алибекмола

Замеры забойного давления в фонтанирующих добывающих скважинах месторождения Алибекмола проводятся двумя способами:

1) путем прямого замера глубинным манометром, устанавливаемым в верхней и нижней отметках перфорации (по данным исследования ГИС по контролю за разработкой);

2) путем прямого измерения давления в 2-4 точках скважины и приведения его к заданной глубине (к верхним отверстиям перфорации - ВОП, нижним отверстиям перфорации - НОП, ВНК и на середину коллектора) по градиенту давления (по данным гидродинамических исследований скважин).

Забойные давления добывающих скважин месторождения Алибекмола регулируются изменением диаметра штуцера в зависимости от динамики дебитов. Сигналом к изменению режима работы скважины является начало снижения дебита, причинами которого могут быть недостаток энергии призабойной зоны пласта (ПЗП), появление в скважине двухфазной смеси, смыкание трещин резервуара, загрязнение ПЗП.

В процессе дальнейшей эксплуатации на текущем режиме, когда происходит повторное истощение пластовой энергии ПЗП, дебит начинает снова снижаться. Лишь дополнительная интенсификация ведет к росту дебита нефти. Далее процесс повторяется.

Отсюда следует, что рациональным забойным давлением для отдельной скважины является такое забойное давление, при котором как можно дольше сохраняется баланс между отбором флюидов и восполнением энергии ПЗП.

Выполненный в марте 2005 г. анализ работы добывающих скважин на Алибекмоле позволил авторам выделить среди них четыре группы.

По первой группе скважин отмечено снижение забойного давления от 23 до 15 МПа, уменьшение дебита на одном режиме, высокий газовый фактор (ГФ) в пределах 441-484 м³/т (рис. 1).

По второй группе скважин установлено, что при смене режима, т.е. при переходе с меньшего на больший диаметр штуцера, дебит растет, затем сокращается и все это происходит на фоне снижения забойного давления. По скважинам данной группы отмечены значения ГФ в пределах 500-600 м³/г (рис. 2).

В третьей группе скважин в процессе эксплуатации были проведены СКО, смена режима, т.е. переход с меньшего на больший диаметра штуцера. Это привело к увеличению дебита нефти и росту газового фактора в пределах 400-500 м³/т. Все это наблюдалось на фоне снижения забойного давления (рис. 3,4).

Динамика забойного давления по скважине № 51

Динамика забойного давления по скважине № 52

Динамика забойного давления по скважине № 10

По скважинам четвертой группы при стабильной в целом депрессии на пласт отмечены снижение дебита нефти и сохранение значения газового фактора в пределах 240-260м³/т, предусмотренных утвержденной технологической схемой разработки (рис. 5,6).

Исходя из изложенного можно сделать вывод о том, что на месторождении в начальный период фонтанной безводной эксплуатации повсеместно снижается забойное давление и замедляется рост дебита при увеличении режима. Это свидетельствует об истощении пластовой энергии. С переводом большего числа скважин под закачку темпы снижения энергии призабойной зоны должны стабилизироваться. Однако полностью она не может быть восстановлена. Но это указывают результаты исследований методом КВД. На основании их установлено, что физические свойства коллекторов низкие, пьезопроводность очень небольшая, реальный срок восстановления давления при закрытии скважин длительный, к тому же эффективная проницаемость достаточно низкая; ситуация осложняется загрязнением призабойной зоны, на что указывает высокий скин-фактор.

При дальнейшей разработке месторождения необходимо осуществлять регулирование дебита нефти добывающих скважина основе создания рациональной депрессии (индивидуально для каждой скважины), избегая неоправданного увеличения депрессии, предотвращая негативное влияние на пласты в начальный период эксплуатации.

Главной целью определения рациональной депрессии является получение стабильно высокого дебита нефти без негативного влияния при этом на пласт и обеспечение возможности регулирования дебита добывающих скважин путем изменения депрессии в дальнейшем.

В результате предварительно приведенных расчетов рационального забойного давления при разработке нефтяной залежи за счет закачки вытесняющего агента применительно пластам 4 и 9 месторождения определено, что его рациональное значение при уменьшении ниже давления насыщения для пласта 4 составляет в среднем 18,2 МПа. При этом значение пластового давления момента перехода от режима добычи нефти вследствие истощения упругой энергии продуктивных пластов к режиму добычи нефти за счет закачки вытесняющего агента составило 27,2 МПа. Данное обстоятельство свидетельствует о необходимости перевода ряда скважин под нагнетание на пласт 4, так как текущее среднее пластовое давление в нем упало до 27,5 МПа.

Рациональное значение забойного давления для пласта 9 составило 19,3 МПа, пластовое давление момента перехода на режим с ППД-27,9 МПа. При этом текущее пластовое давление достигло 28,6 МПа.

Распространение зоны депрессионной воронки с течением времени при работе отдельной скважины на режиме истощения пластовой энергии для пластов с различными коллекторскими свойствами (коэффициент проницаемости 0,5·10³, 1·10³ и 5·10³ мкм²) иллюстрируют рис.7 и табл.1. Из них видно, что при прочих равных условиях пласты, имеющие разную проницаемость, неодинаково вовлекаются в разработку и в них будет наблюдаться различная степень снижения пластового давления.

Динамика забойного давления по скважине № 27

Динамика забойного давления по скважине № 8

Для пластов с низкой проницаемостью радиус депрессионной воронки составляет 10 м при снижении забойного давления до 14 МПа, пластового - до 27 МПа. Для высокопроницаемых пластов радиус депрессионной воронки достигает 15м при снижении забойного давления до 21,8 МПа, пластового - до 24,4 МПа. Максимальный радиус депрессионной воронки 300 м наблюдается, когда забойное давление составляет для низкопроницаемых пластов 10,5 МПа, для высокопроницаемых - 20,8 МПа при одинаковом снижении пластового давления до23,4МПа.

Изменение распределения давления в зоне дренирования в случае разработки на истощение

На основе проведенных на месторождении исследований PLT, MDT и тестирования дебитов и газовых факторов компанией "Шлюмберже" авторами сделана попытка определения текущего коэффициента продуктивности скважин по пластам (табл. 2). Как видно из табл. 2, средние значения забойных давлений и дебитов по пластам изменяются соответственно of 17,1 МПа и 5,2 т/сут по пласту 3 до 18,1 МПа и 7,9 т/сут по пласту 10.

Измерение давления в зоне дренирования и условия фильтрации

Для того, чтобы получить общее представление о продуктивности пластов, в качестве среднего удельного коэффициента принята среднеарифметическая величина удельного на 1 м перфорированной толщины коэффициента продуктивности по пластам. Удельные коэффициенты продуктивности по пластам составляют:

пласт 3-0,0043т/сут/МПа/м;

пласт4-0,0922т/сут/МПа/м;

пласт 5-0,0063т/с/МПа/м;

пласт 6-0,0006т/сут/МПа/м;

пласт 7-0,0048т/сут/МПа/м;

пласт 8-0,0143т/сут/МПа/м;

пласт 9-0,0282т/сут/МПа/м;

пласт 10-0,0108т/сут/МПа/м.

Удельный коэффициент продуктивности пластов залежи КТ-II-1 изменяется в пределах 0,0006-0,0922т/сут/МПа/м, а пластов залежи КТ-II-2 - от 0,0048 до 0,0282т/сут/МПа/м.Очевидно, что неоднородность пластов залежи КТ-II-1 выше, чем залежи КТ-II-2. Соответственно для получения рациональных дебитов забойное давление для пластов с низким удельным коэффициентом продуктивности должно быть ниже.

Исходя из результатов тестов, приведенных в табл.2, можно отметить, что текущие коэффициенты продуктивности по скважинам варьируют от 0,3т/сут/МПа в пласте 3 до 4,6т/сут/МПа в пласте 4. Коэффициенты продуктивности скважин изменяются от 2,2 (№118) до 75,4т/сут/МПа (№55), в среднем составляя 8,8т/сут/МПа (без скважины №55).

забойный давление скважина депрессия

Определение текущего коэффициента продуктивности скважин по пластам

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приведенные расчеты показывают, что в условиях месторождения Алибекмопа для максимального использования естественной энергии пластов и получения рациональных дебитов нефти забойные давления можно снижать ниже давления насыщения, что не должно приводить к негативным последствиям, так как решающее значение имеет недопущение снижения значений пластового давления ниже давления насыщения. Необходимо учитывать естественное снижение текущего коэффициента продуктивности по сравнению с начальным. Например, коэффициент продуктивности скважины №58, определенный по КВД, в мае 2004 г. составлял 12,5 т/сут/МПа, а по данным тестирования марта 2005 г. - 8,9 т/сут/ МПа. В утвержденном технологическом документе коэффициент продуктивности отдельной скважины был принят равным 7,2 т/сут/МПа в условиях организации системы ППД.

В настоящее время забойные давления скважин месторождения Алибекмола варьируют в широком диапазоне в зависимости от диаметров штуцера, при этом пластовые давления остаются выше соответствующих давлений насыщения. Тем не менее, учитывая возможное снижение текущего коэффициента продуктивности по нефти, запланировано в течение 2005 г. перевести под нагнетание 7 фонтанирующих скважин.

Размещено на Allbest.ru