Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Целевая интерпретация результатов промыслово-геофизических исследований

Целевая интерпретация результатов промыслово-геофизических исследований

Геофизические исследования нефтяной и газовой промышленности. Анализ результатов освоения месторождения. Изучение процесса выработки и обводнения продуктивного пласта. Выбор оптимального режима эксплуатации стабильно работающих добывающих скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид реферат
Язык русский
Дата добавления 10.12.2020
Размер файла 941,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

РЕФЕРАТ

На тему «Целевая интерпретация результатов промыслово-геофизических исследований»

По дисциплине «Методы контроля разработки морских и шельфовых

месторождений»

Выполнил: студент Усманов В.А

Проверил: доцент кафедры РГКМ Харин А.Ю

Уфа, 2020

Оглавление

Введение

1. Задачи целевой интерпретации

2. Изучение процесса выработки (обводнения продуктивного пласта)

3. Обоснование параметров оптимального режима работы скважины

3.1 Анализ результатов освоения

3.2 Оптимальный режим эксплуатации стабильно работающих добывающих скважин

Заключение

Литература

Введение

В нефтяной и газовой промышленности бурение скважин производят не только для поисков и разведки месторождений углеводородного сырья, но и для их разработки.

В целях изучения геологического разреза скважин, их технического состояния и контроля за режимом разработки месторождений в них проводятся геофизические исследования скважин (ГИС). Комплекс ГИС, проводимый в скважине, называется промысловой геофизикой.

Изучение геологического разреза скважины по геофизическим данным заключается в определении последовательности и глубины залегания пластов горных пород, их литолого-петрографических и коллекторских свойств, содержания в них полезных ископаемых и оценке степени их насыщения нефтью, газом или водой.

По данным ГИС определяются количественные параметры, необходимые для подсчета запасов нефти и газа:

- эффективная мощность коллектора;

- положение водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов;

- коэффициент пористости Kп продуктивных пластов;

- коэффициент нефтегазонасыщения Kнг коллекторов;

- коэффициент вытеснения нефти Kвыт и др.

Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений включает в себя комплекс геофизических исследований в действующих скважинах, размещенных в пределах эксплуатируемой залежи. При проектировании и контроле разработки нефтегазовых месторождений методами ГИС решаются следующие задачи:

- исследование процесса вытеснения нефти и газа в пластах коллекторах (в том числе определение начального положения и наблюдение за перемещением ВНК и ГЖК контактов);

- изучение эксплуатационных характеристик пластов (в том числе проницаемости и глинистости);

- установление состава флюидов в стволе скважины;

- изучение технического состояния скважин (в том числе оценка качества цементирования обсадных колонн и выявление мест затрубной циркуляции флюидов и т. п.).

1. Задачи целевой интерпретации

Основной целью параметрической интерпретации является изучение физических процессов, протекающих в скважине и пластах. На более высоком уровне (целевой интерпретации) предполагается изучение конкретных геолого-промысловых объектов в которых протекают физические процессы. Причем речь идет о характеристике или классификации объектов на уровне пласта или скважины, поэтому результаты целевой интерпретации являются основой для насыщения информационной модели системы «скважина-пласты».

Результативность геофизических исследований оценивается во взаимосвязи с условиями их проведения.

Радикальным способом повышения эффективности целевой интерпретации материалов ГИС и ПГК является использование активных технологий, предусматривающих целенаправленное формирование условий геофизических исследований и выбор способа обработки результатов для усиления изучаемого информативного эффекта и подавления помех.

месторождение геофизический скважина

2. Изучение процесса выработки (обводнения продуктивного пласта)

Решение ряда задач, присущих ГИС-контролю, изначально пытались организовать на основе исследований в открытом стволе. Актуальность этих работ отчасти сохраняется и сейчас, т.к. в процессе ведения разработки месторождений часть скважин продолжают добуривать (например, сгущают сетку скважин). Учитывая связь основных геофизических параметров (естественной и вызванной электрохимической активности, удельного электрического сопротивления, диэлектрической проницаемости. естественной радиоактивности, нейтронных, тепловых и акустических характеристик пласта) с процессами вытеснения углеводородов из порового пространства пласта (особенно при заводнении), к настоящему времени подробно изучены петрофизические основы соответствующих методов ГИС.

Часть указанных наработок была также использована и при исследованиях в обсаженных скважинах для методов РК. АК и. отчасти, электромагнитных методов (ИК, ДК). Последние в настоящее время широко применяются в Башкирии. Татарии, а также используются в Западной Сибири для изучения динамики заводнения пластов после предварительной обсадки ствола в продуктивной зоне разреза скважины специальными стеклопластиковыми трубами. Преимуществом указанной технологии является ее работоспособность при низких минерализациях вод (ИК - от 5 г/л, ДК - еще более пресные).

Таким образом, задачи, связанные с прослеживанием динамики движения контактов в продуктивных пластах и с определением текущего насыщения вырабатываемых пластов с помощью традиционных методов ГИС решались и до сих пор решаются на большинстве нефтяных и газовых месторождений России. Однако в условиях обсаженных действующих скважин перенос стандартных технологий и использование привычных модификаций методов для перечисленных типов исследований не всегда оправдан. Выяснилось, что даже контроль за заводнением с помощью методов СНК, ИНК, АК во многих случаях (при низкой минерализации вод. слабой пористости. наличии зоны проникновения бурового фильтрата в пласт и др.) объективно ограничен чувствительностью или глубиностью самих методов.

Нивелировать негативное влияние основных динамических процессов на показания традиционных методов ГИС частично удается с помощью организации на месторождениях системы контрольных наблюдательных скважин, в которых за счет отсутствия воронки депрессии не нарушается естественное распределение фаз в прискважинной зоне. Но строительство необходимого для действенного системного контроля числа наблюдательных скважин требует значительных материальных затрат и поэтому очень часто не производится (пример - нефтяные месторождения Западной Сибири).

С другой стороны, попытки организовать системный геофизический контроль даже на базе широкой сети наблюдательных скважин по ряду причин не всегда заканчивались существенным успехом.

Пример - использование термометрии в сеноманской залежи Уренгойского ГКМ, где охват выработки газоносных толщин в действующих скважинах увязывался с локальными понижениями температуры за счет адиабатического эффекта в соответствующих пропластках в неперфорированных скважинах того же куста.

Однако время передачи теплового импульса от задающей скважины на практике оказалось непомерно высоким (порядка нескольких месяцев), а наблюдаемые температурные аномалии крайне малыми и трудно отличимыми от помех. Но основным препятствием стала проблема разделения влияния соседних скважин.

В то же время известно, что термометрия может быть крайне показательной даже в нефтяных добывающих скважинах за счет контрастности температуры вытесняющих закачиваемых вод и пластового флюида (хотя сам охлажденный фронт, естественно обычно отстает от фронта внедрения воды в пласт).

В процессе распространения методов ГИС-контроля в России многие исследователи пришли к выводу о необходимости усложнения технологий испытания скважин. Значительный интерес вызывали исследования ИНК основанные на активных технологиях по схеме «каротаж-воздействие-каротаж»» с закачками меченых (нейтроннопоглощающих) веществ. Обводнившиеся и нефтенасыщенные толщины здесь могут быть определены по их разной фазовой проницаемости.

Несмотря на высокую стоимость этих работ, распространение их на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири имело закономерный успех. Повышенное внимание уделялось также проблемам обнаружения на ряде месторождений при повторных ГК аномалий, вызванных радиогеохимическим эффектом РГЭ. Некоторые из данных методов и технологий ГИС продолжают пул своей модернизации и сейчас. Так постоянно совершенствуются методики исследований нейтронными методами. В последнее время технология разновременных замеров дополнена оригинальной методикой учета состава заполнителя ствола ранее была апробирована двухзондовая модификация НК создан метод ИНК с компенсацией влияния водородосодержания.

Технологическое перевооружение ГИС на разных этапах позволяло на основе теории радиометрических исследований внедрять такие сложные разработки, как метод наведенной активности по кислороду (КНАМ), метод ядерно-магнитного резонанса ЯМР; метод неупругого рассеивания нейтронов ГИНР в модификации углеродно-кислородного каротажа, методы радиопросвечивания (для выявления и оценки нефтегазоносных пластов). В настоящее время широко апробируется способ определения текущей нефтегазонасышенности пород на базе волнового акустического метода в основе которого использован принцип различной сжимаемости флюидов (нефти, воды, газа), находящихся в поровом пространстве пород. Данные методические разработки реализуются в настоящее время в системе «Камертон» (рис.1).

Рис.1. Результаты оценки коэффициента нефтенасыщенности по данным широкополосной акустики (обработка в системе «Камертон»). Распределение кривых по окнам: 1- кривые БК и ПС; I,II - первоначальная и повторная перфорации; 2 - параметр гидродинамической связи (локальный минимум связан с существенной связью); 3 - критерии качества контакта «колонна-цемент»; 4 - текущая нефтенасышенность; 5 - общая пористость по НКТ с поправкой за глинистость, динамическая пористость по акустике.

Оценка насыщения пород базируется на глубоком анализе литологической характеристики и компонентного минерального состава коллекторов, дополнительно к результатам ГИС использующих данные исследований керна (рис.2).

Рис.2. Результаты комплексного анализа результатов ГИС и данных анализа керна (обработка в системе «Камертон”). Распределение данных по окнам: 1,2- керн (состав и содержание углеводородов); 3 - компонентный состав (глинистые минералы): 4 - гранулометрический состав: 5 -кривые диаметра скважины и ПС; 6 - компонентный состав (карбонаты, кварцевые минералы и полевые шпаты); 7 - кривые интервального времени и ГГК, 8 - кривые ГК и оценки водородосодержания

Таким образом, области применения традиционных методов ГИС (преимущественно по оценке текущих Кнг пластов) и сейчас занимают важную нишу в составе ГИС-контроля разработки месторождений нефти и газа, обладая при этом некоторыми потенциальными возможностями для дальнейшего развития.

3. Обоснование параметров оптимального режима работы скважины

3.1 Анализ результатов освоения

Результаты промыслово-геофизических и гидродинамических исследований на этапе освоения являются основой для выбора способа и режима эксплуатации скважины. Именно на этом этапе исследований можно получить информацию о первоначальном насыщении и энергетическом состоянии пласта, фильтрационно-емкостных параметрах. Одной из наиболее важных составляющих промыслово-геофизического контроля в данном случае являются гидродинамические исследования. Чаше всего они проводятся в экспресс-варианте без закрытия скважины на забое и имеют основной целью оценку фактической продуктивности пласта. Получаемый результат наиболее достоверен, если регистрируется непрерывная кривая изменения давления на забое скважины в течение всех циклов освоения.

Рис.3. Изменение давления на забое скважины, осваиваемой компрессированием: I -временные интервалы работы компрессора; 11 -интервалы восстановления динамического уровня; III -- заключительная КВУ после окончания освоения; IY - перевод скважины на нефть.

Примеры подобных исследований при освоении скважин методами компрессирования и свабирования представлены на рис. 3 и рис. 4

Рис.4. Изменение давления на забое скважины, осваиваемой свабированием: I - временные интервалы снижения уровня свабированием; II - интервалы восстановления динамического уровня; III - заключительная КВУ после окончания освоения.

Одна из основных задач последующей обработки получаемых данных состоит в оценке эффективности очистки призабойной зоны в процессе освоения и определении фактического коэффициента продуктивности. Одним из возможных путей решения этой задачи для непереливаюших скважин является расчет дебита по темпу изменения забойного давления во времени с последующей совместной обработкой кривых давления и дебита.

Динамика изменения коэффициента продуктивности во времени является важной характеристикой процесса освоения (рис. 5). В частности, с помощью него, используя соотношение, можно оценить относительные изменения скин-фактора.

Абсолютные значения скин-фактора целесообразнее всего определять на основе исследований по технологии КВД с закрытием скважины на забое. Но следует иметь в виду, что достоверность подобных оценок существенно зависит от достоверности определения состава притока и дебита в процессе восстановления динамического уровня.

Рис.5. Изменение температуры (1), давления (2) и продуктивности (3) в процессе циклического свабирования скважины. Продуктивность рассчитана по циклам КВУ методом псевдоиндикаторной (Яковлева) (обработка в комплексе «Гидра-Тест»).

Для определения добычных возможностей скважины в процессе освоения используются синхронные замеры изменения во времени забойного давления и уровня жидкости. По этим данным оценивают изменение во времени суммарного дебита притекающей в ствол жидкости и ее компонентный состав они могут быть дополнены также периодическими замерами параметров «приток-состава». Последние проводятся как в интервале продуктивной толщи, так и в интервале глубин перемещения динамического уровня. По первой группе замеров судят об особенностях работы продуктивных пластов, а по второй - о динамике роста уровня.

Остановимся наиболее подробно на особенностях поведения уровня. Результаты скважинных исследований (рис. 6) свидетельствуют, что в процессе подъема в стволе уровня жидкости происходит сегрегация ее компонент (нефти и воды). Нефть, как более легкая, всплывает наверх, а вода скапливается снизу. Поэтому обычно наблюдают в стволе два уровня раздела фаз: уровень жидкости (нефти) или так называемый «газожидкостный раздел» (ГЖР) и уровень «вода-нефть» или водонефтяной раздел (ВНР).

Рис.6. Динамика изменения уровней раздела фаз в стволе скважины по результатам влагометрии. В окне I - результаты наблюдения за уровнем жидкости. в окне II - за разделом «вода-нефь»». Замеры (1-5) пронумерованы в порядке возрастания времени регистрации

Рис. 6 иллюстрирует характерную особенность динамики изменения уровней. Уровень жидкости монотонно растет во времени, уровень «вода-нефть» сначала падает, но затем начинает расти. Этот процесс можно формально проинтерпретировать как увеличение доли нефти в стволе в начальной фазе притока. Но это, конечно, не так. Причина аномалии в том, что в момент остановки скважины не может произойти полной сегрегации фаз. Ниже так называемого уровня «вода-нефть» находится не чистая вода, а водонефтяная смесь.

Поэтому в начальный период восстановления уровня всплывание нефти протекает наиболее интенсивно. Впоследствии скорость этого процесса замедляется и уровни начинают меняться монотонно. На этом временном отрезке по темпу изменения их отметок возможна оценка компонентных дебитов, которая проводится в следующей последовательности. Сначала по ГЖР на основе соотношений рассчитывается дебит жидкости.

(1)

(2)

(3)

где Hзат1 Hзат2 - уровни в затрубном пространстве Hнкт1 Hнкт2 - уровни в НКТ, Sзат Sнкт - площади сечения внутреннего пространства НКТ и затрубья.

Дебит нефти рассчитывается по аналогичным соотношениям, но вместо величины ГЖР в формулах используется разность соответствующих одному и тому же моменту времени ГЖР и ВНР. В расчеты вводится поправка, учитывающая, что замеры ГЖР и ВНР не могут быть выполнены одновременно. Учитывая, что скорость движения скважинного прибора при регистрации положения уровней, как правило, существенно больше скорости движения уровней, соответствующая корректировка результатов расчетов не столь сложна.

3.2 Оптимальный режим эксплуатации стабильно работающих добывающих скважин

Одним из основных критериев оптимизации режима стабильно работающей эксплуатационной скважины является давление на забое (депрессия на пласты). Известные закономерности, связывающие забойное давление и дебит для однофазного притока жидкости и газа, подсказывают тривиальный вывод: для обеспечения максимального дебита необходимо стремиться к максимальной депрессии на эксплуатируемые пласты.

Работа при форсированной депрессии возможна и при притоке многокомпонентной смеси. Но при этом нужно иметь в виду негативные последствия разгазирования нефти или выпадения конденсата и газа. В обоих случаях происходит ухудшение фильтрационных параметров призабойной зоны вследствие двухфазного режима течения. В зависимости от конкретных условий в пласте (коллекторских свойств, состава флюидов и пр.) эта ситуация может по-разному сказаться на эффективноcти работы скважины.

Скважина может продолжать устойчиво работать, а при снижении депрессии коллектор будет возвращаться в исходное состояние. Во многих случаях такое радикальное снижение депрессии приводит к необратимым для пласта последствиям.

Индикаторная кривая принимает немонотонный характер, а при увеличении и последующем снижении депрессии возникают гистерезисные явления, вызванные ухудшением проницаемости пласта. Указанные аномалии четко отражаются на результатах ГДИС в виде высокого положительного значения скин-фактора. Динамика изменения насыщенности призабойной зоны, дебита и состава притока сказываются на показаниях методов оценки «приток-состава». Поэтому роль промыслово-геофизического контроля в обнаружении, а главное - в предупреждении возникновения подобных аномалий чрезвычайно высока.

С возможным увеличением нагрузки на эксплуатируемые пласты при отборе и закачке связана также проблема возникновения и развития заколонных перетоков. Еще один аспект проблемы оптимизации режима отбора связан с движением по стволу газожидкостного потока. В зависимости от дебита скважины происходит накопление жидкости в стволе и ее частичный или полный вынос на устье.

С этой точки зрения показателен пример исследования газоконденсатной скважины. Выполненные в скважине измерения достаточно полные и представлены как основными методами оценки состава (барометрия, влагометрия), так и методами, необходимыми для количественной оценки притока (расходометрия. термометрия, барометрия). Конструкция забоя (башмак НКТ выше продуктивной толщи, один интервал перфорации, большой зумпф) благоприятна для выполнения качественных ПГИ. Исследования выполнены на нескольких режимах работы скважины, что позволяет судить о динамике работы пласта в зависимости от депрессии.

Рис. 7. Исследования с целью оптимизации режима отбора газоконденсатной скважины (обработка в системе «Камертон-Контроль»). Индексы идентификаторов методов «1-5» соответствуют различным режимам отбора. Кривые: 1,2 - НГК, 3 - ЛМ, 4 - ГК, 5-9 - расходометрия, 10-14 - термометрия, 15-19 -плотность по барометрии.

По данным НГК и влагометрии уровень жидкости в неработаюшей скважине находился на глубине 2344 м, уровень воды - 2347 м. В интервале 2344-2347 м имеет место смесь конденсата с водой, выше (2342-2344 м) - газовый конденсат в жидкой фазе.

Пример изменения уровней раздела фаз в действующей скважине

Таблица 1. Изменение состава смеси в работающей скважине в зависимости от режима (диаметра штуцера dшт).

Режим (диаметр штуцера, мм)

статика

10

16

20

24

28

«1»

-

2334

2337

2341

-

2338

Уровень, м

«2»

2344

2341

2341,5

2344,5

2343

2343,5

«3»

2342

-

2344

-

-

-

«4»

2347

2344,5

2346

2446,5

2346

2345,5

«1» - газоконденсатная взвесь с незначительным количеством воды,

«2» - трехфазная смесь,

«3» - газовый конденсат,

«4» - вода.

Такое поведение среды на забое говорит о ярко выраженной тенденции в изменении границ работающей толщи. Сначала с ростом депрессии происходит снижение уровня жидкости и улучшение газоотдачи из пропластка 2335-2344 м (вплоть до режима dшт=20 мм). Затем темп прироста газоотдачи уменьшается, а столб жидкости начинает расти. Чтобы оценить характер перераспределения газоотдающих толщ, проанализируем вклад отдельных пропластков в суммарный дебит газа (табл. 2).

Пример изменения доли вклада отдельных пропластков в суммарный дебит газа скважины

Таблица 2. Вклад отдельных пропластков в суммарный дебит газа.

Глубины, м

Относительные дебиты при режиме (диаметр штуцера, мм)

10

16

20

28

Интервалы

I

2325-2330

0,24

0,30

0,23

0,15

II

2330-2337

0,55

0,36

0,39

0,44

III

2337-2344

0,15

0,28

0,34

0,35

IV

2344-2350

0,06

0,06

0,05

0,06

Анализ таблицы подтверждает сделанный ранее вывод о том, что пропласток 2337-2344 м вплоть до режима dшт=20 мм увеличивает вклад в суммарный дебит газа, после чего наступают условия, когда рост дебита газа из данного интервала прекращается. Нижняя часть интервала перфорации (IV) обводнена и не влияет на продуктивность объекта. Верхний интервал (I) с увеличением депрессии уменьшает свой вклад, так как фильтрационные свойства у этого пропластка несколько хуже, чем у интервалов II и III.

Таким образом, характер работы продуктивных горизонтов в рассмотренной скважине достаточно сложный. Чтобы окончательно понять процесс работы объекта в целом, нужно дополнительно проанализировать, как ведут себя на режимах расходные фазовые параметры. Условно принимаем, что вся имеющаяся на забое жидкость (вода, газовый конденсат) - это вода. Далее будем решать уравнение движения двухфазной смеси (газ-вода), а в выводах сделаем поправку, что расчетные расходные значения жидкой фазы представлены в эквиваленте плотности воды (т.е. для чистого конденсата дебит жидкой фазы будет искусственно занижен на величину соотношения плотностей воды и конденсата).

Пример изменения расходных фазовых параметров в зависимости от режима работы скважины

Таблица 3. Значения суммарных расходных параметров, рассчитанных в интервале НКТ.

Интервальные параметры потока флюида в НКТ

Режим работы при различном dшт (мм)

10

16

20

28

Расчетное расходное содержание жидкости в эквиваленте воды Шж

0,011

0,008

0,005

0,006

Расчетный суммарный расход жидкости Gж, т/сут

8,4

8,47

7,62

15,21

Суммарный расход жидкости по данным промысла Gж, т/сут

6,95

9,75

13,45

1,8

В табл. 3. приведены значения суммарных расходных параметров, рассчитанных в интервале НКТ. Здесь они сопоставлены с промысловыми данными, что позволяет судить о достоверности расчетов.

Как видно из таблицы, режим отбора продукции на dшт=20 мм является наиболее экономичным для скважины, т.к. на этом режиме сокращается зона барботажа (что улучшает энергетические способности скважины к выносу всех флюидов на устье) и уменьшается поступление в ствол жидкости. Причем данное уменьшение (по результатам расчетов) наблюдается как в процентном соотношении (Шж) так и в абсолютном виде (Gж). Одновременно на указанном режиме вследствие начала свободного поступления газа из интервала 2343-2345 м максимально снижается уровень воды (до отметки 2345 м).

Рассмотрим также, как меняются расходные фазовые характеристики потока по стволу.

· расходного объемного содержания жидкости Шж

· истинного объемного содержания жидкости цж

· энергетического параметра Иж

Параметр И определяет соотношение потерь давления в стволе для чистого газа (рассчитано теоретически) и газожидкостной смеси (определено по результатам исследований в скважине). Резкие изменения с глубиной данного параметра - симптом нарушения неразрывности потока. В частности, это может происходить в связи с поступлением в ствол жидкости, когда поток вынужден затратить дополнительную энергию на ее вынос.

Анализируя поведение расходных параметров, можно выявить:

· интервалы, где истинное содержание жидкости много больше расходного (цж >>Шж). Это обычно наблюдается там, где жидкость не движется (например, ниже уровня воды в стволе);

· интервалы, где истинное и расходное содержания сравнимы, но расходное меньше по величине (цж > Шж). Здесь газ проходит через застойную жидкость, не вынося или частично вынося ее на поверхность (так называемая «зона барботажа»);

· интервалы, где истинное и расходное содержание близки. Здесь происходит полный вынос жидкости (тяжелой фазы) из ствола (вся жидкость в стволе движется);

· интервалы нестабильности поведения энергетического параметра И, что возможно связано с появлением зоны барботажа или с притоками в ствол жидкой фазы;

Пример выделения аномальных интервалов в стволе скважины в зависимости от режима эксплуатации скважины работающей газожидкостной смесью

Таблица 4. Основные интервалы аномального поведения расходных параметров.

Аномальный интервал, м

Режим работы при различном dшт (мм)

10

16

20

28

Интервал нестабильности энергетического параметра И

2328,0-2334,0

2326-2341

2344-2342

2338-2343

Зона барботажа (цж > Шж)

2321-2340,5

2326-2342

2334-2343

2339-2343

Зона неподвижной жидкости (ниже уровня жидкости) (цж >>Шж)

2340

2344

2345

2343

В табл. 4 выделены основные интервалы аномального поведения расходных параметров.

Сравнительный анализ изменений от режима к режиму уровней разделов фаз, динамика колебаний границ зоны барботажа и границ интервалов, где по характеру поведения энергетического параметра И наблюдается невыполнение уравнения неразрывности потока, позволяет сделать следующие выводы.

1. Изначально (в статике при Ру=14.8 МПа) продуктивный пласт имеет следующее насыщение горизонтов: выше отметки 2342 м - газ, 2342-2344 м - газовый конденсат. 2344-2347 м - смесь газового конденсата с водой, ниже отметки 2347 м - пластовая вода.

2. По мере увеличения депрессии на пласт (dшт=10;16;20 мм и Pу=14.0, 13.4, 12.7 МПа) граница притока газа постепенно понижается до отметок 2343 м, 2344 и 2345 м. Прискважинная зона очищается, растет объемная доля газовой фазы в продукции (с 89 до 95%).

3. При достижении некоторого критического значения депрессии (начиная с режима dшт=24 мм и Pу=11.5 МПа и особенно на режиме dшт=28 мм и Pу=9.7 МПа) нижний участок пласта (2343-2346 м) работает чистой жидкостью, уровень которой также повышается. Одновременно резко возрастает вынос жидкости на устье. Скважина начинает тратить свою энергию на подтягивание жидкой фазы по горизонтам продуктивного пласта и на удаление с забоя этой дополнительной жидкости вместе с остальной продукцией.

Выполненный анализ иллюстрирует не только высокую информативность количественных оценок фазовых расходных параметров, но и возможность использования этих оценок в качестве количественных критериев для оптимизации режима отбора.

Заключение

Геофизические исследования скважин выполняются в большинстве скважин и являются неотъемлемым этапом геологических, буровых и эксплуатационных работ, проводимых при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений. Для получения разносторонней информации о геологическом строении недр комплексная интерпретация данных ГИС должна охватывать разрезы всех скважин и каждую из них от устья до забоя.

Интерпретация материалов ГИС - это творческий процесс, глубина которого зависит от объема фактических сведений об изучаемом геологическом объекте. Детальное изучение результатов обработки геофизических данных позволяет выяснить литофациальную изменчивость отложений, условия осадконакопления и формирования поднятий. Внедрение в практику работы интерпретатора ЭВМ и персональных компьютеров позволяет использовать системы автоматизированной обработки данных ГИС.

Литература

1.Ипатов А.И.. Кременецкий М.И.. Культовый И.А. Современное состояние и перспективы развития гидродинамико-геофизических методов контроля за разработкой газовых месторождений в СССР и за рубежом. Тематический обзор, М„ ВНИИЭгазпром, 1991,64 с.

2.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике. ГАНГ. М.. 1997 г. (2-ос издание - 1998 г.). 229 с.

3.Деркач А.С., Темиргалеев Р.Г., Ипатов А.И.. Кременецкий М.И., Марьенко Н.Н. Особенности и перспективы использования методов промыслово-геофизического контроля на нефтяных и газовых месторождениях Оренбургской области. М., Обзор ВНИИОЭНГ. 1995, 70 с.

4.Кременецкий М.И.. Ипатов А.И. Методы анализа фазовых расходных параметров в газовых и нефтяных обводняющихся скважинах (Применение скважинной барометрии). М., ИРЦ Газпром, 1997, 84 с.

5.Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Москва. Минэнерго России. 2001,271 с.

6. Гергедава Ш.К.. Пантелеев Г.Ф.. Ипатов А.И.. Кременецкий М.И.. Левитский К.О. Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами., М.. 1991, 160 с.

7.Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Способ определения интервалов притока жидкости в газовую скважину. А.С. СССР, №1541923.

8.Кременецкий М.И. Совместная интерпретация диаграмм естественного и искусственного теплового поля. В со. «Геология нефти и газа».. Грозный. 1976.

9.Нефтяное обозрение Шлюмберже. Ахнук Р.. Лейтон Дж. и др. Поддерживание производительности добывающих скважин. Нефтяное обозрение Schlumberger, осень 2000, с. 10-29.

10.Кременецкий М.И. Достоверность оценки пластовых давлений по результатам термических и газодинамических исследований действующих скважин. Тезисы семинара «Методика разведки сложнопостроенных газовых и газоконденсатных месторождений», 1981.

11.Белоконь Д.В., Козяр В.Ф.. Смирнов Н.А. Акустические исследования разрезов нефтегазовых скважин через обсадную колонну НТВ АЙС Каротажник, № 29. 1996. с .8-30.

12.Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М.. Недра. 1982.

13.Горбачев Ю.И., Ипатов А.И. Геофизические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. ГАНГ, 1996, 130 с.

14.Проспект фирмы Шлюмберже. Конференция в Москве. 1986. Париж.

15.Добрынин В.М., Городнов А.В.. Рыжков В.И.. Черноглазой В.Н. Использование геофизических технологий при разработке нефтяных месторождений. Геофизика. №2,2005, с. 18-21.

16.Зубарев А.П. и др. Нереализованные преобразующие возможности промысловой геофизики и её перспективы в области диагностики технического состояния скважин. Каротажник № 62. 1999 г.

17.Зубарев А.П., Вснско С.А.. Одеров В.В. Геофизические исследования скважин и геоинформационные технологии при мониторинге подземных хранилищ газа. Каротажник №64. 1999 г.

18.Интерпретация результатов геофизических исслед. нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под ред. Добрынина В.М. М., Недра. 1988, 476 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены