3.2 Пример обработки данных, полученных в ходе испытания скважины №2 Киринская

Продуктивный интервал (пласт N1dg) вскрыт бурением 19 августа 2009 года. Объект представляет собой газоносный пласт, приуроченный к песчаникам. Тип коллектора - поровый. Газопоказания в процессе бурения интервала достигали 10,7 %. [1]

С целью испытания интервала 2882-2903¹ м была собрана и спущена в скважину компоновка внутрискважинного испытательного инструмента (DST) совместно с трубным перфоратором ПКТ 4 ½ PJ 4505. Предполагаемое пластовое давление в середине интервала перфорации по данным XPT – 298,6 кг/см². Расчетная депрессия – 90 кг/см², для чего при спуске были долиты раствором хлористого кальция плотностью 1,24 кг/см³ элементы компоновки пластоиспытателя, 7 свечей УБТ 120,6 мм, 51 свеча СБТ 88,9 мм.

05 октября 2009 г. в 19:45 произведена перфорация скважины плотностью 16 отверстий на 1 погонный метр.

После очистки скважины были проведены исследования на стационарных режимах: трех штуцерах прямого хода (12,7 мм, 14,29мм и 15,88мм) и два штуцера обратного хода (14,29мм и12,7мм). При исследовании на штуцере 15,88мм были отобраны пробы газа и газоконденсата для рекомбинированной пробы при различных режимах сепарации (Р_сеп=30кг/см², Р_сеп=40кг/см² и Р_сеп=50кг/см²).

Затем скважина закрыта на забое для записи КВД, по окончании которого, в соответствии с Планом работ была отобрана глубинная проба пластового флюида, при работе скважины на режиме (штуцер 12,7мм), глубина установки пробоотборника 2864.

Результаты исследования скважины приведены в Приложении №3.

Динамика изменения устьевого давления и температуры в процессе испытания скважины представлена на Рисунке 3.6.

Рис. 3.6 Динамика изменения устьевого давления и температуры в процессе испытания скважины.

Для разделения потока флюида использовался трехфазный горизонтальный сепаратор. Дебит газа регистрировался с использованием диафрагменного измерителя Даниэля.

На рисунке 3.7 представлена динамика изменения устьевого давления и дебита газа в процессе работы скважины на режимах.

Рис. 3.7 Динамика изменения устьевого давления и дебита газа в процессе работы скважины на режимах.

На рисунках 3.6, 3.7 видно, что режимы исследования соответствуют установившемуся состоянию для достижения целей и задач, поставленных программой по испытанию скважины.

Данные результатов измерений глубинных датчиков использовались для построения индикаторной диаграммы и для расчета характеристик объекта при исследовании на неустановившихся режимах (Таблица 3.1)

Таблица 3.1

Результаты обработки КВД методом Хорнера

Начальное среднее Р пл. Гидродинамическое давление перед закрытием скважины Проводимость, (kh) Проницаемость, k Коэфф. влияния ствола скважины, C Скин –фактор скважины, S Радиус исследования, Dinv Потери давления на забое из-за скина, Dp(S)

296.850 294.990 1.867E+04 455.2 0.1035 8.98 871. 0.9123

кгс/cм2 кгс/cм2 мД*м мД м3/кгс м кгс/cм2

График Хорнера (зависимость давления от дебита как функция суперпозиции) представлен на рисунке 3.8.

Рис.3.8 Обработка результатов измерений методом Хорнера.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ГДИС относится к сфере научных услуг по получению информации о продуктивном пласте и может рассматриваться как слабоструктурированная проблема системного анализа.

Проблема ГДИС является одной из актуальных и достаточно специфических и сложных научно-технических оставляющих в общем комплексе вопросов управления разработкой месторождений углеводородов и состоит в интегрированном, междисциплинарном подходе к решению проблем на основе современных научно-технических достижений геологии, геофизики, а также результатов исследований по подземной гидромеханике, математическому моделированию, компьютерным технологиям, отраслевой экономике с учетом политических, социальных, юридических, экологических, финансовых и других аспектов (за рубежом - Integrated Reservoir Management).

Газогидродинамические исследования являются частью процесса испытания скважины на его заключительной стадии. С их помощью определяют насыщенность вскрытого пласта и его коллекторские свойства, физико-химические свойства пластового флюида (нефть, вода, газ), пластовое давление и температуру.

Анализируя результаты проведения испытаний скважины №2 Киринского месторождения можно сделать вывод, что получен качественный первичный материал, который при комплексной интерпретации совместно с геофизическими, лабораторными и другими методами позволит получить наиболее точную модель пласта для рационального проектирования разработки месторождения с подбором оптимальных технологических режимов работы скважин.

В настоящее время с целью повышения эффективности проведения гидродинамических исследований Службой по испытанию скважин МФ ООО «Газфлот» особое внимание уделяется следующим аспектам:

1. Постоянное повышение уровня организации работ, от которого зависит как продолжительность, так и качество испытания.

2. Повышение квалификации сотрудников Службы по испытанию скважин в учебных центрах России, Франции, США.

3. Техническое совершенствование, которое заключается в использовании новейших высокотехнологичных средств контроля, управления и измерения. Для измерения расхода применяются сенсоры Micro Motion (Кориолисового типа), а высокоточные глубинные электронные манометры позволяют использовать при анализе данных ГДИС темпы изменения давления на базе логарифмических производных давления.

4. Использование передовых технологий в производстве работ. Например, использование компоновки DST позволяет сэкономить время на спускоподъемных операциях, а также на времени записи КВД за счет закрытия скважины на забое.

5. Использование современных программных средств и методов интерпретации данных. Для правильного выделения режимов фильтрации используется диагностический график в двойном логарифмическом масштабе.

6. Отбор и исследование устьевых и глубинных проб пластовых флюидов для оп­ределения состава, плотности, вязкости и сжимаемости со­ставляющих компонентов дебита в пластовых условиях и условиях ствола скважины для последующих расчетов со­става и распределения фаз в стволе скважины по глубине.

7. Проведение специальных исследований (исследование на газоконденсатность, исследование месторождений высоковязких нефтей и т.д.).

Список использованной литературы

1. АКТ результатов испытания III объекта скважины №2 Киринского месторождения в интервале 2882-2903 м

2. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин: Учебное пособие/ А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, и др. – М.: Наука, 1995. -523с

3. Дзюбло Александр Дмитриевич Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов. Автореферат.

4. Индивидуальный рабочий проект на бурение (строительство) поисковой скважины №1 на Южно-Киринской площади в акватории Охотского моря с использованием ППБУ «Doo Sung»: М.: ОАО НПО «Буровая техника», 2010. – 349 с.

5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М., «Недра», 1980, 301 с

6. Карнаухов, М.Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин: справочник инженера по исследованию скважин/ М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова. – М.: Инфра-Инженерия, 2010. – 432с.

7. Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин: учеб. пособие для вузов / А.А. Мордвинов. – изд. 2-е, перераб. и доп. - Ухта: УГТУ, 2008. – 139 с.

8. Трутнев Ю.П., Министр природных ресурсов РФ «О ПОВЫШЕНИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ»

9. Харахоринов, В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона: науч. исследования – М.: Научный мир, 2010. – 276 с.

10. Шагиев, Р.Г. Исследование скважин по КВД: учеб. пособие/ Р.Г. Шагиев. - М.: Наука, 1998. - 304 с.

11. Эрлагер мл. Роберт. Гидродинамические методы исследования скважин: учеб. пособие/ Роберт Эрлагер мл. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 512 c.

12. Halliburton. Well Testing Catalog. Texas.

13. 1.25" регистратор давления Sapphire SS2560. Руководство по эксплуатации.

Приложение 1

Типовая схема компоновки DST Киринского месторождения

Приложение 2

К омплекс палубного оборудования фирмы Halliburton

Приложение 3

Данные по исследованию III объекта скважины №2 Киринская (интервал перфорации 2882-2903)

Вид работ	Дата, время	ΔТ	Dшт мм.	Pустье, кг/см2	Tустье 0 С	Pзаб, кг/см2	Tзаб 0 С	ΔP	Qг тыс.м3/сут	Q конд м3/сут	Примечание
Очистка	05.10.2009 19:45-21:00	01ч.15мин	12.7	223.8	24.5	296,43	110,20	0,46	--	--	Работа по байпасу на горелку.
Очистка	21:00-00:00	03ч,00м	14,29	195,4-198,1	37,8-51,7	294,72	110,80	2,17	--	--	Работа по байпасу на горелку.
Очистка	06.10.09 00:00-01:10	01ч10м	12.7	210	53,3	295,17	111,10	1,72	--	--	Работа по байпасу на горелку
Очистка	01:10- 02:00	00ч.50мин	12,7	210	53,9	295,18	111,27	1,71	--	--	Работа через сепаратор на горелку.
Работа на режиме	02:00-05:20	03ч. 20 мин	12,7	209	55,3	295,18	111,75	1,71	371	54	Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру
Работа на режиме	05:35-08:55	03ч. 20 мин	14,29	197	59,6	294,72	112,20	2,17	439	66	Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,75 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы
Работа на режиме	09:10-11:50	02ч.40мин	15,88	185	61	294,24	112,50	2,65	502	70,8	Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,9-3 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=30кг/см2
Работа на режиме	11:50-14:15	02ч.25мин	15,88	186	62	294,22	112,72	2,67	499	72	Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 3 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=40кг/см2
Работа на режиме	14:15-16:25	02ч.10мин	15,88	185	61,6	294,18	112,89	2,71	500	69	Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,9 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=50 кг/см2
Работа на режиме	16:50-21:30	04ч. 40мин	14,29	198	58	294,64	113,17	2,25	441	66,2	Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,77 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=35 кг/см2
Работа на режиме	06.10.09 21:30-07.10.09 00:10	02ч. 40мин	12,7	210,4	57,6	295,12	113,26	1,77	370	54,5	Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,26 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=35 кг/см2
КВД-1	07.10.09 00:10- 14:00	13:50	-	-	-	296,89	109,73	-	-	-	-