авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 9 |

«МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический ...»

-- [ Страница 6 ] --

1 sв В качестве неизвестных функций системы уравнений (2) предлагается выбрать: Pн =p - давление в фазе “нефть”, sв - водонасыщенность и - приведенный состав пластовой углеводородной смеси (под последним понимается массовая доля С1-4 в пластовой углеводородной смеси).

н lн 4 + (1 ) г lг 1 =.

н + (1 ) г В случае, если приведенный состав в пластовой углеводородной смеси превышает или равен потенциальному содержанию С1-4 в газовой фазе, то есть = lг, то тогда 1 отсутствует углеводородная жидкость и необходимо корректировать массовые доли углеводородных компонентов в газе:

l г 4 = ;

lг +в = 1 lг 4 ;

= 0.

1 5 Если приведенный состав в пластовой углеводородной смеси меньше или равен потенциальному содержанию С1-4 в жидкой углеводородной фазе, то есть = lн 4, то тогда отсутствует газовая фаза и необходимо корректировать массовые доли углеводородных компонентов в жидкой углеводородной фазе:

lн4 = ;

lн + в = 1 lн 4 ;

= 1.

1 5 (3) Иначе пластовая углеводородная система находится в насыщенном состоянии, то есть приведенный состав таков, что существуют две углеводородные фазы, то тогда находится из уравнения:

г (l г 4 ) =.

н (lн4 ) + г (l г 4 ) 1 Учитывая, что моделируемая нефтяная залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления, уместно предположить, что газовая фаза в пластовой смеси отсутствует, то есть расчеты производятся при условии (3).

Исходным постулатом предлагаемого методического подхода является следующий:

поменять фазы местами, то есть воду считать нефтью с соответствующими плотностью и вязкостью, а нефть – водой (с теми же требованиями). В условной пластовой воде (для симулятора – нефти) есть возможность задать начальное газосодержание, причем это следует сделать таким образом, чтобы в процессе модельных расчетов не достигалось давление насыщения. Тем самым пластовая вода оказывается помеченной. В качестве нагнетаемой воды следует использовать чистую фракцию С5+в, а долю пластовой воды естественным образом определять по массовой доле легкой фракции, wwR = где wwR - доля пластовой воды в общей, 0 - начальная доля легкой фракции.

Для проверки работоспособности описанного подхода проведены численные эксперименты на модели участка нефтяной залежи (рисунок 1). Модель состоит из одного слоя, остаточная водонасыщенность (для симулятора – нефтенасыщенность) равна 0,14, нагнетание производится в центральную скважину, добыча – из угловых. В случае (а) поддержание давления происходит только за счет нагнетания воды, в случае (б) предусмотрено проявление упруговодонапорного режима за счет поддержания неизменных во времени начальных условий в узле с координатами (13,1) (отмечен черным). В данном узле насыщенность условной пластовой водой равна единице, а для неизменности его состояния пористость в нем задана бесконечно большой величиной (т. н. метод «черной дыры»).

а) б) Рисунок 1. Схема расчетного элемента В силу симметричности протекания процесса для случая а) результаты расчетов приведены в целом по элементу. На рисунке 2 приведена динамика обводненности продукции (WOR) и доля пластовой воды в общем количестве последней (wwR). По ходу течения от нагнетательной скважины к добывающим нагнетаемая вода собирает пластовую и в момент прорыва доля пластовой воды значительна, после чего она закономерно снижается практически до нуля.

Динамика процесса при активной водоносной области выглядит иначе.

0, 0, 0, 0, 0 5 10 15 WOR wwR Рисунок 2. Динамика процесса без активной водоносной области Выяснилось, что «черная дыра» обладает определенной инертностью (что с полным правом можно отнести и к самой водоносной области), поэтому в первые два года после прорыва воды изменение пластовой составляющей практически идентично предыдущему случаю (рисунок 3). Однако в дальнейшем доля этой составляющей возрастает и оба вида воды добываются примерно в равных объемах.

Верхние (№№ 30, 40) и нижние (№№ 10, 20) скважины по отношению к водоносному бассейну имеют существенно различное расположение, поэтому картина протекания процесса в них принципиально разная. Даже в близких к «черной дыре» скважинах в первые два года ее влияние не чувствуется, однако в дальнейшем доля пластовой воды возрастает практически до единицы (рисунок 4). В удаленных скважинах динамика процесса длительное время определяется нагнетательной скважиной, однако спустя девять лет в них появляется заметное количество пластовой воды (рисунок 5). Причина этого – некоторое снижение пластового давления в целом по залежи.

0, 0, 0, 0, 0 5 10 15 wwR WOR Рисунок 3. Динамика процесса при активной воде, элемент в целом Рисунок 4. Динамика процесса при активной воде, скв. 10, Рисунок 5. Динамика процесса при активной воде, скв. 30, Очевидно, что полученные результаты физически непротиворечивы. Следует отметить, что представленный подход может применяться только при отсутствии газовой фазы.

При необходимости моделирования нагнетания подтоварной воды к нагнетаемой фракции С5+ следует добавить долю фракции С1-4, соответствующую доле пластовой воды в общем потоке.

УДК 222.276. Перспективная оценка количества обводняющихся скважин на газовых месторождениях в слоисто-неоднородных пластах Пономарев А. И., Шаяхметов А. И.

«Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет», г. Уфа Долговременный прогноз обводнения фонда добывающих скважин на месторождениях с проявлением упруговодонапорного режима необходим при составлении технических проектных документов для корректировки объемов капиталовложений на бурение дополнительных скважин, графика ввода их в эксплуатацию и определения затрат на проведение капитального ремонта и геолого-технических мероприятий на обводняющихся скважинах, направленных на регулирование разработки и обеспечение высокой газоотдачи пластов. При этом наряду с 3D-гидродинамическими моделями целесообразно использовать приближенные методики гидродинамических расчетов на основе вероятностно-детерминированного подхода к учету неоднородности продуктивных пластов и простых схем фильтрационных потоков.

Схематизация сеноманской залежи Ямбургского месторождения Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Месторождение имеет вытянутую форму и обладает в своей структуре двумя локальными поднятиями – Ямбургским и Анерьяхским.[1].

Для дальнейшего исследования была выбрана Ямбургская площадь.

В рамках рассматриваемого подхода можно предложить две упрощенные схемы залежи (рисунок 1). Центральный купол может быть представлен как:

- полосообразный пласт шириной 53,6 км и длиной 32,0 км. Пластовая вода движется от контура питания к галереям скважин, причем расстояние от центра пласта до контуров питания равно 16,0 км;

- круговой пласт с радиусом 25,8 км, внедрение воды происходит радиально к круговым батареям скважин.

При выборе размеров было учтено, что площадь и поровый объем предложенного полосообразного и кругового пласта равны и максимально приближены к настоящим параметрам Ямбургской площади.

Построение слоистой модели сеноманской залежи Ямбургского месторождения В большинстве известных аналитических методик гидродинамических расчетов показателей разработки неоднородных залежей углеводородов при водонапорном режиме [2,3] наиболее полно учитывается характер и степень изменчивости только основных параметров пласта. К числу таких параметров, в первую очередь, относится проницаемость, так как замена спектра проницаемости в расчетах ее средним значением приводит к наибольшим погрешностям при определении закономерностей обводнения залежи по сравнению с осреднением пористости и толщиной пласта. Поэтому в качестве базовой модели обычно рассматривается детерминированная или вероятностная схема неоднородного по проницаемости пласта с некоторыми средними значениями эффективной толщины, пористости, начальной насыщенности и т. д. [3].

Рисунок 1. Схематизация сеноманской залежи Ямбургского месторождения Рассмотрим внедрение воды в полосообразный газоносный пласт, представленный совокупностью пропластков различной проницаемости (при этом значение проницаемости изменяется от определенного минимального значения до максимального), которые прослеживаются на значительных расстояниях [2]. Будем считать, что изменчивость проницаемости пропластков по объему залежи пластового типа, описывается логарифмически-нормальной функцией распределения [4].

(1) где: – среднее квадратичное отклонение;

– математическое ожидание;

x – отношение проницаемости пропластка к средней проницаемости пласта.

Теоретический расчет внедрения воды в пласт в области Ямбургской площади Слоистая модель Ямбургской площади была приведена в соответствие с особенностями геологического строения (рисунок 2), конфигурации границ залежи и преобладающих геометрий фильтрационных потоков, расположения на площади газоносности зоны разбуривания добывающих скважин и т. д. [1].

Согласно методике, изложенной в монографии [3], составлена программа, с помощью которой определены показатели разработки для выбранной модели залежи. В рамках данной методики рассмотрено три варианта обводнения залежи. Первый вариант характеризовался наличием газодинамической связи между прослоями в газоносной области. Второй вариант рассматривался при отсутствии газодинамической связи между прослоями. В третьем варианте были усреднены результаты, полученные в первом и втором случаях, а также учитывалось продвижение воды не только вдоль пропластков, но и в вертикальном направлении с учетом анизотропии пласта. Отношение вертикальной эквивалентной проницаемости, определяющий характер обводнения месторождения подошвенной водой, к горизонтальной было выбрано исходя из рекомендаций, описанных в работе[5].

Рисунок 2. Слоистая модель сеноманской залежи Ямбургского месторождения:

1 – газонасыщенный коллектор;

2 – водонасыщенный коллектор На рисунке 3 и рисунке 4 представлены зависимости доли обводненного порового пространства и средневзвешенного пластового давления от накопленной добычи для третьего варианта, а также показаны их фактические зависимости.

Рисунок 3. Зависимость доли обводненного порового пространства от накопленной добычи Рисунок 4. Зависимость средневзвешенного пластового давления от накопленной добычи Расчет обводнения фонда добывающих скважин Для третьего варианта обводнения была составлена карта перемещения газоводяного контакта в зависимости от количества, отобранного из залежи, газа для геометрической формы Ямбургской площади, приближенной к круговому пласту радиусом 25,8 км.

Результаты расчетов изображены на рисунке 5. Так же на рисунке 5 показаны условные батареи скважин.

Рисунок 5. Динамика подъема ГВК по годам разработки для круговой формы залежи Исходя из полученного расчетного среднего давления в залежи и расположения батарей добывающих скважин, составлялось распределение пластового давления методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений, предложенный Ю. П. Борисовым. Затем задавались интервалы перфорации для каждой скважины, причем вероятность вскрытия того или иного пропластка была пропорциональна ее проводимости.

Согласно схеме послойного вытеснения по мере обводнения скважин число газоотдающих пропластков уменьшается, а водопроявляющих, соответственно, увеличивается. Начиная с некоторого момента времени, скорости восходящего потока газа не обеспечивают вынос всей жидкости, поступающей из пласта, и часть ее накапливается на забое и в стволе. Этот процесс, развиваясь со временем, может привести к прекращению фонтанирования или «самозадавливанию» водопроявляющих скважин. На рис. представлена расчетная зависимость суммарной доли обводняющихся скважин (скважины при сохранении режимов работы в которых произойдет их «самозадавливание») от общего фонда добывающих скважин Ямбургской площади в зависимости от текущей газоотдачи.

Рисунок 6. Зависимость обводняющейся доли фонда скважин от текущей газоотдачи сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на Медвежьем месторождении В конце 1970-х гг. А. И. Пономаревым было проведено исследование по оценке влияния упруговодонапорного режима на разработку месторождения Медвежье исходя из того, что обводнение залежи и скважин определяется послойной неоднородностью коллектора и носит избирательный характер [6].

Для прогноза обводнения фонда добывающих скважин была построена слоистая модель сеноманской залежи Медвежьего месторождения с наличием газодинамической связи между прослоями в газоносной области. Правомерность принятия такой модели подтверждается ее геологическим строением и промысловыми данными.

Продуктивные отложения в основном представлены переслаивающимися пропластками песчаников, алевролитов, аргиллитов, а залежь классифицируется как массивная с элементами пластово массивного строения. Методика учитывает размещение зоны разбуривания относительно площади газоносности, вероятность вскрытия пропластков интервалами перфорации скважин. По мере обводнения выделенных пропластков и по достижении газоводяного контакта зоны размещения скважин формируются группы скважин с тем или иным количеством обводненных перфорированных интервалов. По этим группам скважин для текущего пластового давления осуществляется пересчет продуктивности и их производительности по газу и воде. Далее, для типовой конструкции скважин (диаметра и глубины подвески лифтовых труб) определяются условия выноса воды из скважин. При этом скорость восходящего потока газа сравнивается с условиями реверса жидкой пленки и осаждения диспергированной в ядре газожидкостного потока жидкости [7]. Более детально данная методика описана в монографии [3].

Проведенные по данной методике расчеты позволили дать долговременный прогноз динамики количества обводненных (выбывших из эксплуатации) и обводняющихся (работающих с водой) газовых скважин, объема добываемой пластовой воды. На рис. приведены графические зависимости суммарной доли обводненных и обводняющихся скважин от общего фонда добывающих скважин в зависимости от текущей газоотдачи. Из сравнения расчетной зависимости, по существу полученной в 1978 г., с фактическими по состоянию на 2011 г. [8] следует, что использованная модель обводнения фонда скважин в целом удовлетворительно отражает качественные и количественные закономерности влияния упруговодонапорного режима сеноманской залежи на избирательное обводнение скважин. На рисунке 7 кривая 1 отражает динамику обводнения фонда газовых скважин в пределах интервала перфорации. Кривая 2 показывает прогнозную степень обводненности фонда скважин, учитывающую обводнение их интервалов перфорации, т. е. количество обводняющихся и обводненных скважин в долях от численности всех добывающих скважин.

Рисунок 7. Зависимость обводненного фонда скважин Nобв от извлеченных запасов газа Qдоб сеноманской залежи месторождения Медвежье:

1 – фактическая зависимость;

2 – расчетная зависимость (учитывающая скважины с обводнением интервалов перфорации) Необходимость исследования вопросов разработки месторождений природного газа различными методами объясняется многообразием форм проявления геологический неоднородности, неполнотой информации о пласте, математическими и вычислительными сложностями решения фильтрационных задач в наиболее общей их постановке. Вследствие применения на газовых и газоконденсатных объектах разработки редких сеток скважин для решения ряда задач параметры неоднородных пластов можно считать случайными величинами и для их описания пользоваться плотностью и функцией распределения. Для условий водонапорного режима направления совершенствования методов расчета показателей разработки неоднородных пластов связаны с комбинированием вероятностного и детерминированного подходов.

На примере применения методики к геолого-промысловой характеристике и условиям разработки Медвежьего месторождения показана возможность прогнозирования степени обводнения фонда скважин на долгосрочную перспективу.

Библиографический список 1. Гайдукова А. А. Геологическое строение и состояние разработки сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения / А. А. Гайдукова // Нефть и газ. – 2009. – №4. – С. 13-19.

2. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С. Н. Закиров. – М.: Струна, 1998. – 628 с.

3. Пономарев А. И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах / А. И. Пономарев. – Новосибирск:

Изд-во СО РАН, 2007. – 236 с.

4. Борисов Ю. П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю. П. Борисов, З. К. Рябинина, В. В. Воинов. – М: Недра, 1976. – 285 с.

5. Ермилов О. М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах / О. М. Ермилов, В. Н. Маслов, Е. М. Нанивский. – М.: Недра, 1987. – 207 с.

6. Прогнозирование избирательного обводнения месторождений и скважин / С. Н. Закиров [и др.] // Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений: науч.-техн. обзор. / ВНИИЭГазпром. – М., 1978. – 64 с.

7. Движение газожидкостных смесей в трубах / В. А. Мамаев [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 270 с.

8. Оптимизация издержек газодобывающих предприятий на поздней стадии эксплуатации месторождений / С. Н. Меньшиков [и др.] // Газовая промышленность. – 2010. – Спецвыпуск.

– С. 72-75.

УДК 622.276. Гидрохимический мониторинг как инструмент оценки эффективности работы системы ППД и изучения особенностей вытеснения нефти из продуктивных пластов закачиваемыми и пластовыми водами (на примере залежи Р2III Харьягинского месторождения) Порошин В. Д., Гуляев В. Г., Маракасов Б. В., Радченко М. В.

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухта Эффективная работа системы поддержания пластовых давлений (ППД) месторождений углеводородов является одним из необходимых условий обеспечения проектных уровней добычи нефти. Технологически можно выделить два основных периода работы системы ППД с использованием воды в качестве рабочего агента:

В начальный период разработки залежей нефти в качестве агента вытеснения используются преимущественно пресные воды поверхностных водоемов или верхних водоносных горизонтов. Это обусловлено практически полным отсутствием поступления попутной воды в добывающие скважины. В этот период, закачиваемый агент по химическому составу значительно отличается от пластовых вод разрабатываемого месторождения.

В процессе разработки нефтяных месторождений доля попутной воды в продукции скважин постепенно увеличивается до значительных объемов. В связи с этим, на месторождениях вводят комплекс дополнительного оборудования, включающий в себя установку по предварительному сбросу воды (УПСВ). Отсеченная попутная вода впоследствии смешивается на технологических узлах с пресным агентом и закачивается обратно в разрабатываемый пласт. Химический состав этой закачиваемой смеси с течением времени всё меньше и меньше отличается от ионного состава пластовых вод [1].

В том или ином случае закачка агента, химический состав которого отличается от пластовых вод (в сторону уменьшения общей минерализации), ведет к распреснению пластовых рассолов и изменению гидрохимической обстановки в целом по залежи. Поэтому интерпретация гидрохимических данных, полученных в результате лабораторных исследований попутной воды, извлекаемой в процессе работы добывающих скважин, является высокоэффективным инструментом для решения практических нефтепромысловых задач [1-3].

В последние годы гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений, стали применяться на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Для осуществления таких видов работ в 2007г. в институте «ПечорНИПИнефть»

создан отдел гидрохимических и гидродинамических методов контроля за разработкой. За прошедшее время сформирована внушительная база данных, которая включает более 146 тыс. результатов лабораторных исследований по определению плотности, содержания хлорид-ионов, сокращенного и полного химического состава пластовых, попутных и закачиваемых вод, а также технических растворов. По результатам разбраковки и анализа существующего материала авторами определены абсолютные значения ионного состава пластовых вод нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Интерпретация и анализ промысловых гидрохимических данных в ряде случаях, без проведения специальных геофизических исследований, позволил оперативно выявлять в аварийных скважинах источники обводнения, выдавать заключения о причинах резкого увеличения обводненности продукции эксплуатационных скважин, оценивать взаимосвязь нагнетательных и добывающих скважин, определять направления и оценивать скорость продвижения фронта нагнетаемых вод и др.

Детальный анализ изменения гидрохимической картины по каждой добывающей скважине, совместно с учетом геолого-промысловых данных по добыче жидкости и объемов закачки агента, позволил оценить эффективность работы системы ППД и особенности вытеснения нефти из продуктивных пластов закачиваемой и пластовой водой по некоторым крупным месторождениям Тимано-Печорской провинции. В качестве примера рассмотрим изменение гидрохимической обстановки на северном участке верхнепермской залежи (Р2III) Харьягинского месторождения. Некоторые аспекты изменений гидрохимических условий этого участка рассматривались нами ранее [4].

Эксплуатационное разбуривание Харьягинского месторождения начато в 1987 г. в пределах Центрально-Харьягинского поднятия. Продуктивные пласты объединены в шесть эксплуатационных объектов, которые разбуриваются самостоятельными сетками скважин.

Пласт P2III входит в число наиболее крупных объектов верхней перми, имеет широкое распространение по площади структуры. Пласт P2III - базисный пласт IV объекта - содержит шесть залежей, в разработку из которых вовлечено четыре из них. Самая крупная на северном куполе залежь I введена в разработку в 2000 г.

Система ППД на залежи сформирована на второй год разработки пласта P2III. Для закачки на северном участке используются пресные воды c водозабора (минерализация не более 1 г/л, содержание хлорид-ионов 0,3-0,5 г/л, плотность 1,00 г/см3).

В ходе научно-методического сопровождения гидрохимического мониторинга верхнепермской залежи Харьягинского месторождения установлена фоновая минерализация пластовых вод, которая составляет 70-90 г/л (плотность 1,05-1,06 г/см3, содержание хлорид ионов 40-55 г/л).

Для определения основных гидрохимических закономерностей заводнения рассматриваемого участка по всем добывающим скважинам были построены графики, отражающие изменения содержаний хлорид-ионов и плотности попутно добываемых вод во времени. В качестве основного анализируемого параметра в попутных водах выбран хлорид ион (Сl-). Это обусловлено, прежде всего, точностью, а значит и информативностью его определений при лабораторных исследованиях. Кроме того, достаточно важным аргументом в пользу выбора хлорид-иона как индикатора является большое количество ранее выполненных анализов.

В качестве примера рассмотрим график изменения содержаний хлорид-ионов во времени по скв. 4042 (рисунок 1). В непосредственной близости от неё осуществляет закачку агента нагнетательная скв. 4041 - единственный возможный гидрохимический возмутитель для добывающей скв. 4042. С сентября 2005 г. обводненность продукции рассматриваемой скв. 4042 возрастает и к сентябрю 2006 г. достигает 59 %. Вплоть до марта 2006г., исходя из содержаний хлорид-ионов в воде, прослеживается поступление пластовых рассолов (см.

рисунок 1). С апреля 2006 г. в водах, поступающих в скв. 4042 отмечено снижение содержаний хлорид-ионов, что интерпретируется началом поступления закачиваемого агента от нагнетательной скв. 4041. Исходя из того, что нагнетательная скв. 4041 является фактически единственным гидрохимическим возмутителем для скв. 4042, с учетом расстояния между ними (580 м), началом закачки пресных вод и началом поступления первых порций закачиваемого агента в скв. 4042, оценена скорость продвижения нагнетаемых вод, которая составила 0,7 м/сут.

В дальнейшем, с декабря 2008г. по май 2011г., в скв. 4042 продолжают поступать воды с достаточно низким и постоянным содержанием хлорид-ионов (см. рисунок 1).

Причиной стабилизации процесса смешения закачиваемых пластовых вод может служить продвижение основного фронта закачиваемых маломинерализованных вод от нагнетательной скв. 4041 к забою скв. 4042. С учетом даты ввода скв. 4041 под закачку и началом поступления попутной воды со стабильно низким содержанием хлорид-ионов была рассчитана скорость продвижения основного фронта вытеснения (исходные расчетные данные: время- 1825 сут, расстояние - 580 м.), которая составляет 0,32 м/сут.

По состоянию на октябрь 2012 г. установлено, что обводненность добываемой жидкости по скв. 4042 составляет 89 %, плотность попутных вод - 1,02 г/см3, содержание хлорид-ионов - 16 г/л. Таким образом, в скв. 4042 продолжает поступать смесь пластовых и закачиваемых пресных вод. Общее содержание нагнетаемого агента в смеси, поступающей в скв. 4042, рассчитанное с использованием общепринятых методик [1], составляет около 66%.

Рисунок 1. Изменение содержаний хлорид-ионов во времени в попутных водах скв. залежи P2III Харьягинского месторождения Аналогичным образом проанализированы изменения содержания хлорид-ионов (во времени) по каждой эксплуатационной скважине, установлены преимущественные направления продвижения фронта закачиваемых вод от нагнетательных к добывающим скважинам. По итогам выполненного анализа создана гидрохимическая модель заводнения рассматриваемого участка (рисунок 2).

Кроме того, в рамках данной работы выполнен анализ результатов трассерных исследований по ряду нагнетательных скважин рассматриваемого участка залежи Р2III Харьягинского месторождения, итоги которого были сопоставлены с результатами, полученными гидрохимическими методами. Следствием этих работ стало выявление значительных расхождений в определении направлений и скоростей продвижения нагнетаемых вод. По результатам расчетов, проведенных авторами, на основании выполненных гидрохимических исследований средние скорости прохождения фильтрационных потоков, на данном участке, составляют 0,32-1,22 м/сут, тогда как, по результатам трассерных исследований, они приурочены к диапазону 10,9-440,9 м/сут.

Необходимо отметить, что средняя продолжительность проведения трассерных исследований составила не более 2 месяцев. В свою очередь, предлагаемые гидрохимические методы базируются на промысловых данных, полученных за значительный период времени (2-5 и более лет), что соответственным образом сказывается на представительности результатов определения скоростей фильтрационных потоков, т. е. делает их более реальными и обоснованными. При этом нельзя недооценивать сам факт существования высокопроницаемых пропластков, по которым идет высокоскоростная, но малодебитная фильтрация закачиваемой жидкости от нагнетательной скважины к забою добывающей, вследствие чего и фиксируются так называемые “высокие скорости продвижения нагнетаемого агента”. Выявление и анализ причин таких расхождений является важной геолого-промысловой задачей, однако выходит за рамки данной работы. Особо необходимо отметить, что аналогичные выводы, основанные на сопоставлении результатов индикаторных и гидрохимических исследований, описаны в работах ряда авторов, в том числе в [5].

По результатам гидрохимических исследований определены эксплуатационные скважины, в которые совместно с нефтью поступает пластовая вода: скв. 4026, 4031, 4036, 4037, 4038, 4049, 61, 4053, 4061, 4060, 4052, 4051, 4057, 4064, 5017, 4065, 4072, 4073, 4075, 4076, 4083, 4080, 4088, 66. Среди них по результатам интерпретации инструментальных замеров давлений (анализировались карты изобар за 2008-2012гг.) выделены скважины, в которых отмечено снижение пластового давления: 4049 (с 73,4 до 68 атм.), 4057 (с 113,35 до 89 атм.), 4052 (101,7 до 74,4 атм.), 4051 (с 107,5 до 101,6 атм.), 5017 (с 103,3 до 97,8 атм.), 4072 (с 107,5 до 98 атм.). Затем выполнен анализ динамики изменения объемов добываемой жидкости в связке с обводненностью продукции, с учетом работы системы ППД. По итогам работы были предварительно оконтурены относительно изолированные гидродинамические блоки (рисунок 2).

Аналогично, по приведенному выше алгоритму, определены добывающие скважины, в которые активно поступает закачиваемый агент. Среди них выделены скважины, продукция которых характеризуется высокой обводненностью (более 80%). Далее, по методике А. Р. Ахундова, рассчитана доля закачиваемой воды в общем объеме жидкости, поступающей в эти скважины. Итоговые цифры, полученные в результате выполненных расчетов: в скв. 4042 доля закачиваемых вод составляет 66%;

в скв. 4039 - 58%;

в скв. 4319 61%;

в скв. 4066 - 90%;

и в скв. 4046 -63%. Исходя из результатов выполненных расчетов авторы полагают целесообразным рассмотреть вопрос о проведении геолого-технических мероприятий, направленных на вовлечения остаточных запасов нефти (выравнивания профиля приемистости по нагнетательным скв. 4320, 4041, 4067) и отсечения обводившихся интервалов (проведение ремонтно-изоляционных работ по добывающим скв. 4042, 4039, 4319, 4066 и 4046).

В результате изучения гидрохимической обстановки северного участка верхнепермской залежи Р2III Харьягинского месторождения установлены особенности заводнения и оценена эффективность работы системы ППД.

Рисунок 2. Гидрохимическая модель заводнения рассматриваемого участка залежи Р2- Харьягинского месторождения С учетом итогов анализа геолого-промысловых данных (объемов добычи нефти и динамики изменения обводненности), а также выполненных инструментальных замеров пластовых давлений, предварительно оконтурены изолированные гидрохимические и гидродинамические блоки и определены скважины, по которым целесообразно рассмотреть вопрос о проведении геолого-технических мероприятий для вовлечения в работу не охваченных запасов углеводородов.

Итоговые результаты выполняемых в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПечорНИПИнефть» в г. Ухте работ по гидрохимическому мониторингу могут использоваться в качестве эффективных дополнительных инструментов при анализе и контроле разработки нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции.

Библиографический список 1. Никаноров А. М. Методы нефтепромысловых гидрогеологических исследований / А. М. Никаноров. – М: НЕДРА, 1977. – 254 с.

2. Порошин В. Д. Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений / В. Д. Порошин, В. В. Муляк. – М: НЕДРА, 2004. – 220 с.

3. Муляк В. В. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений / В. В. Муляк, В. Д. Порошин, Ю. П. Гаттенбергер [и др.] – М:

ГЕОС, 2007. – 244 с.

4. Порошин В. Д. Использование гидрохимических методов при анализе и контроле разработки верхнепермской (Р2III) залежи Харьягинского месторождения / В. Д. Порошин, В. Г. Гуляев, Б. В. Маракасов // Материалы межрегионального семинара «Рассохинские чтения», 3-4 февраля 2011 г.: материалы семинара / редкол.: Н. Д. Цхадая [и др.]. – Ухта:

УГТУ, 2011. – С. 132-137.

5. Мишин А. А. Сопоставление результатов трассерных и гидрохимических исследований по определению скоростей фильтрационных потоков / А. А. Мишин, Б. В. Маракасов // Материалы XIII Международной научной конференции СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2012.

УДК 622.276.66 : 551.731.3 (470.13) Применение технологии газодинамического разрыва пласта для интенсификации продуктивных пластов среднедевонской залежи Усинского месторождения Скворцов А А ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», г. Усинск Технология повторной перфорации с одновременным термогазохимическим воздействием является одним из методов газодинамического разрыва пласта, под воздействием которой обеспечивается надёжная гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной.

С 2009 года данная технология успешно примененяется в ТПП «ЛУКОЙЛ Усинскнефтегаз». Определяющим результатом является восстановление или улучшение коллекторских свойств пласта. Основным фактором, влияющим на результаты обработки пластов, является механическое действие силовых полей возникающих при перфорации и последующем сгорании пороховых зарядов из твёрдых ракетных топлив. В качестве объектов применения технологии выбирались скважины, коллектора которых сложены терригенными породами с межзерновой пористостью, трещинно-поровыми и карбонатными породами порового, трещинно-порового и кавернозно-трещинно-порового типа Данная работа основывается на анализе эффективности применения комплексной технологии интенсификации в пределах среднедевонской залежи Усинского месторождения, а так же в целом по предприятию.

Среднедевонская залежь нефти Усинского месторождения открыта в 1968 году, в промышленную эксплуатацию вступила в 1973 году. В тектоническом отношении она приурочена к крупной асимметричной антиклинальной складке. В северной части структуры выявлены грабен субширотного простирания, тектоническое нарушение широтного простирания в районе II блока. В южной наиболее приподнятой части структуры также выделены нарушения сбросового типа.

Залежь нефти в основной толще классифицируется как пластовая, сводовая, стратиграфически и тектонически-экранированная. Залежь нефти в верхней пачке пластовая, литологически и стратиграфически экранированная.

В пределах основной толщи выделено два объекта разработки: нижний и верхний.

Нижний объект в составе I и II пачек имеет наибольшую площадь распространения. В разрезе основной толщи выделяется 12 проницаемых прослоев.

Запасы нефти сосредоточены в терригенных поровых коллекторах основной толщи (I+II+III пачки) и верхней (IV) пачки живетского яруса.

В фонде скважин среднедевонской залежи числится 398 скважин, из них 95 скважин находится в бездействии прошлых лет, 96 скважин в консервации, 31 скважина ликвидирована и 35 скважин находится в ожидании ликвидации. По бездействующему фонду свыше 30 скважин остановлены по причине - низкий коэффициент продуктивности.

По действующему фонду в работе в периодической эксплуатации числится 28 скважин.

Основными причинами бездействия свыше 56% от эксплуатационного фонда скважин является высокая обводненность продукции, низкий коэффициент продуктивности, наличие аварийного оборудования в скважине, нарушения герметичности эксплуатационной колонны и др. Данная работа рассматривает возможность сокращения неработающего фонда за счет вывода скважин из бездействия остановленных по причине низкого коэффициента продуктивности.

Для повышения продуктивности добывающих скважин среднедевонской залежи Усинского месторождения используются перфорационные работы – реперфорация ранее перфорированных интервалов. Кроме использования данных работ в качестве самостоятельного метода восстановления и повышения продуктивности скважин, перфорационные работы проводились также в составе мероприятий вторичного освоения скважин, подготовки гидроразрыва пласта и при ремонтно-изоляционных работах. На месторождении применяются кумулятивные перфораторы ПК-105С, ПКС-100, ПКС-80, ПЛ-70.

В период с 2006 по 2010 гг. было проведено 9 операций по реперфорации пластов, половина из которых выполнена при вводе скважин из длительно простаивающего фонда с нулевым базовым дебитом. Некоторые операции проводились в сочетании с кислотным воздействием на ПЗП. Дополнительная добыча за весь период составила 15,2 тыс.т.

Средний прирост дебита нефти одной скважины составил 2,6 т/сут, продолжительность эффекта – 301 сут. В целом проведение взрыво-прострелочных работ в целях интенсификации продуктивности скважин среднедевонской залежи без дополнительных обработок имеет достаточно низкую эффективность. Этот факт является обоснованием необходимости внедрения инновационных технологий воздействия на ПЗП в целях обеспечения выполнения проектных показателей разработки.

В настоящее время все более широкий интерес проявляется к разработкам так называемых комплексных аппаратов, сочетающих в себе перфораторный и генераторный модули, технологии применения которых, позволяют обеспечить за одну спускоподъемную операцию совместно или последовательно кумулятивную перфорацию скважины и воздействие на пласт продуктами сгорания зарядов твердого топлива. Эффективность гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, которая может быть получена с помощью таких комплексных аппаратов и технологий, существенно превышает эффективность гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, обеспечиваемую при применении как существующих, так и перспективных кумулятивных перфораторов. Комплексные технологии, сочетающие в себе перфораторный и генераторный модули, обеспечивают гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом при больших зонах загрязнения ПЗП. Это происходит за счет газодинамического воздействия, через перфорационные каналы, на продуктивный пласт с образованием в пласте сетки трещин. Время проведения геофизических работ, затрачиваемое на каждую комплексную обработку скважины, не превысит времени, затрачиваемого на проведение кумулятивной перфорации, а стоимость работ увеличится незначительно.

Комплексный аппарат состоит из перфораторного модуля, содержащего корпусной перфоратор с наиболее мощными кумулятивными зарядами, и газогенерирующего модуля, содержащего две пороховые камеры с зарядами из твердого ракетного топлива. На рисунке представлен газогенерирующий аппарат ГП-105.

Технология работ с устройством по существу включает в себя несколько совмещенных операций, проводимых при одном спуске его в скважину, а именно:

кумулятивную перфорацию, газодинамическую обработку ПЗП пороховыми газами и имплозийное воздействие на пласт за счет мгновенной депрессии, образуемый аппаратом.

Рисунок 1. Газогенерирующий аппарат ГП- Поток газообразных продуктов взрыва и горения зарядов, движущийся в пласт вслед за кумулятивной струей разрушает зону уплотнения породы вокруг ПЗП и создает дополнительную сетку трещин вокруг них. Процесс проведения газодинамического разрыва пласта представлен на рисунке 2.

Рисунок 2. Процесс перфорации Опыт применения технологии в других регионах показал надежность, безопасность и высокую эффективность его работы. При этом все обработки скважин дают, как правило, положительный результат с кратным увеличением коэффициента продуктивности скважины, а продолжительность эффекта составляет от нескольких месяцев до нескольких лет.

Основные технические характеристики приробора приведены на рисунке 3.

Наружный диаметр 105 мм Плотность перфорации 10 отв./м Фазировка 60 град Ресурс корпуса 15 залпов Глубина перфорационных каналов 70 см Диаметр отверстий 11,5 мм Суммарное количество пороховых зарядов 16 шт.

Суммарный объем пороховых газов 8000 л Максимальный интервал обработки за один спуск 2м Рисунок 3. Технические характеристики ГП- Комплексный аппарат ГП-105 целесообразно использовать для интенсификации малоглинистых терригенных, а также карбонатных коллекторов с увеличенным значением скин-фактора.

С начала 2009 года в 25 скважинах ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» была проведена реперфорация с применением ГП-105. Среди них 12 скважин на Возейском, 11 скважин на Усинском и 2 скважины на Харьягинском месторождениях. Дополнительная добыча к концу 2012 года прогнозируется на уровне 124 919 тонн. Средний индекс доходности - 1,903%, средний срок окупаемости - 3,6 месяцев. Следует отметить, что 48% дополнительной добычи получено из скважин среднедевонской залежи Усинского месторождения. Из консервации было введено в эксплуатацию 9 скважин, из бездействия прошлых лет – 16 скважин.

Для подтверждения эффективности применения технологии, по ряду скважин геофизические исследования проводились до перфорации и после. На рисунке 3.1 приведено сопоставление результатов определения профиля притока до и после проведения реперфорации в скважине 609.

Из рисунка видно, что прежние интервалы до реперфорации выделялись как нерабочие, после был получен приток по всем трем интервалам. В скважине №564 до перфорации были выполнены исследования пластоиспытателем КИИ – 95. После перфорации произведено определение профиля притока. Результаты показаны на рисунке 3.2.

Рисунок 3.1. Определение профиля притока в скважине № Рисунок 3.2. Исследования в скважине № На рисунке 3.3 показана информация с автономного цифрового манометра при проведении перфорации в скважине №564. Максимальное давление во время взрыва составило 821 атм.

Рисунок 3.3. Информация с АЦМ в скважине Проведенный анализ показал, что рассмотренная технология является весьма перспективной в области оптимизации скважин с низким коэффициентом продуктивности, и рекомендуется в дальнейшем расширении области применения.

УДК 622.279:532.5:552.578. Влияние различных факторов на определение фильтрационных параметров многопластовой залежи для условий совместной эксплуатации на примере Киринского ГКМ Шиков И. А1, Волков А. Н.1, Рочев А. Н 2, Поляков А. В. 1 - Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта 2 - «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта Киринское газоконденсатное месторождение располагается на юге Охотской нефтегазоносной провинции, в пределах Сахалинской нефтегазоносной области (НГО), которая включает в себя о. Сахалин и прилегающие акватории. Глубина моря в районе месторождения составляет 90 м. Удаленность от берега – 28 км. Месторождение открыто в 1992 г. и входит в перспективный нефтегазовый проект «Сахалин-3»

Скважиной вскрыты терригенные отложения неогенового возраста дагинского горизонта (N1dg), искусственный забой – 3075 м. Тип коллектора – поровый.

Испытания скважины непосредственно после бурения выполнялись пообъектно по схеме «снизу – вверх». Вначале проводились испытания первого (нижнего) объекта, затем, после глушения и изоляционных работ, – второго и третьего. После проведения испытаний скважина законсервирована. Следующим этапом при переводе скважины в эксплуатационный фонд проводились расконсервация и перфорация совместно трех пластов, объединенных в один эксплуатационный объект. Современная конструкция лифтового подъемника, включающая компоновки верхнего и нижнего заканчивания обеспечивала высокую пропускную способность с дебитом более 1 млн м3/сут.

Основной период притока включал в себя исследования скважины на трех стационарных режимах прямого хода, на заключительном этапе осуществлялась запись финальной кривой восстановления давления (КВД). Динамика изменения параметров на устье и глубине установки датчика (на 1127 м выше глубины середины интервалов перфорации) с указанием основных периодов испытания представлена на рисунке 1.

Как видно форма КВД носит аномальный характер. Природу такого поведения кривой, основываясь только на результатах записи глубинного манометра-термометра, однозначно установить не представляется возможным. Однако в процессе обработки промыслового материала математически обоснованы и установлены как минимум две причины, обусловливающие отклонение КВД: первая – перераспределение давлений между пластами и вторая – значительное снижение температуры на глубине установки датчика после закрытия скважины до естественного температурного поля.

Рисунок 1. Динамика изменения давления и температуры На стадии обработки и интерпретации промыслового материала были установлены ряд причин, значительно усложняющие обработку данных и получение качественных результатов одной из которых явилась удаленность глубинного манометра-термометра от глубины середины интервалов перфорации (СИП). На фоне незначительных депрессий и высокой продуктивности скважины определение от степени точности расчета забойных давлений зависит достоверность определения продуктивной характеристики, поэтому были рассмотрены несколько вариантов [1, 2].

С целью корректного установления закона фильтрации потребовалось пересчитать забойные давления для каждого режима и привести все значения к глубине СИП.

Давление на забое работающей скважины можно определить как минимум тремя расчетными методами:

а) если скважина эксплуатируется по лифтовым трубам с незапакерованным затрубным пространством, то забойное давление определяется по барометрической формуле с довольно высокой точностью. Однако, если скважина эксплуатируется по лифтовым трубам с запакерованным затрубным пространством, расчетная формула значительно усложняется. Появляются различные коэффициенты шероховатости труб, необходимо учитывать местные сопротивления и т. д;

б) используя уравнение притока для газовой скважины, выразить забойное давление.

В данном случае при объединении толщин работающих интервалов фильтрационные потери изменятся обратно пропорционально толщине. Однако проведенные пробные расчеты показали завышенные результаты;

в) наиболее рациональным способом оценки забойных давлений в данном случае является применение программного обеспечения для решения прямой задачи с учетом изменения физических свойств газа.

Для выполнения поставленной задачи была использована априорная информация о проведенных испытаниях после бурения скважины. Проведена переобработка и интерпретация промыслового материала по трем продуктивным объектам в приложении Saphir для решения задач по уточнению и корректировке продуктивной и фильтрационно емкостной характеристик пласта. По результатам анализа продуктивности построены индикаторные диаграммы (ИД) для каждого объекта. С целью оценки продуктивности проведена обработка результатов в программе MS Excel, забойные давления для построения ИД приняты по результатам создания фильтрационной модели скважины с тремя пропластками. На графике наблюдается снижение фильтрационных потерь вследствие включения в работу совместно трех пластов (рисунок 2).

Термобарическая и продуктивная характеристики определены на основе переинтерпретации результатов испытания скважины проведенных после бурения. В данном случае без такой информации в условиях небольших депрессий и высоких температур достоверно определить или даже оценить было бы затруднительно или практически невозможно, что в значительной степени могло повлиять на результаты экспериментальных исследований пластового флюида.

Определение пластовых давлений осуществлялось по следующей методике.

Первоначально определены пластовые давления для каждого объекта на глубине установки прибора, затем давления пересчитаны с глубины установки манометра-термометра на глубину СИП отдельно для каждого объекта по барометрической формуле учитывающей свойства газа и термобарические параметры. Средневзвешенное пластовое давление при исследовании многопластовой системы определено по формуле представленной Ларсеном [2]:

k j hj n pi = pij, (1) kh total j = pi – средневзвешенное пластовое давление, МПа;

n – количество пропластков;

kj – проницаемость j-го пропластка, м2;

hj – эффективная толщина j-го пропластка, м;

khtotal – сумма произведений эффективных толщин на проницаемость каждого пропластка, м3.

Рисунок 2. Смоделированная индикаторная диаграмма для единого эксплуатационного объекта С целью сопоставления геологических и реальных данных была построена фильтрационная модель скважины. Модель, состоит из трех слоев с отсутствием утечки между пластами. Для каждого проницаемого пропластка заданы фильтрационные характеристики, полученные по результатам раздельных испытаний, и установлены значения пластовых давлений.

После прогонки модели и остановки скважина на псевдогеометрии 3-D наблюдался рост воронки поля давления выше начального значения, что свидетельствует о перераспределении давлений между пластами после закрытия скважины. Однако процессы перераспределения давления между пластами однозначно можно установить только при помощи записи профиля притока при различных условиях.

Большой интерес представляет аномальное поведение кривой давления во время закрытого периода. После закрытия скважины наблюдалось снижение температуры до значения, соответствующего естественному тепловому полю для данной глубины, давление изменилось с 26,89 до 26,75 МПа при снижении температуры с 104,6 до 76,2 оС. Оценка влияния температуры на характер изменения КВД осуществлялась расчетным и экспериментальным способом.

Упрощенный расчетный метод осуществлялся с использованием уравнения состояния Клапейрона-Менделеева, для начальных и конечных термобарических условий приняв изменение коэффициента сверхсжимаемости газа постоянным. Результат расчета показал, что температура снизилась на 8 %, а давление только на 0,5 % и равенство не соблюдается.

Таким образом, можно говорить о том, что такое понижение температуры могло вызвать и большее снижение давления, что продолжает работать в пользу теории перераспределения давлений между пластами после остановки скважины.

Дополнительно был поставлен эксперимент, при котором смоделирован процесс охлаждения в камере рVT-установки. Эксперимент включал в себя следующие этапы:

– загрузка в рVT-бомбу рекомбинированной пробы пластового газа скважины Киринского ГКМ;

– приведение пробы к термобарическим условиям к моменту остановки скважины для записи КВД;

– остывание пробы под действием температуры окружающей среды t = 25,9 оС при постоянном объеме PVT-ячейки до значения t = 76,2 оС, полученного в конце записи КВД.


В ходе данной работы наблюдалось падение давления за 1 ч 08 мин на р = 3,0 МПа при изменении температуры на t = 28,3 оС.

Выполнение эксперимента осуществлялось при условии двух допущений, скорость охлаждения была гораздо выше в отличие от реальных скважинных условий, и процесс проходил без поддержания давления в отличие от реальных условий. Однако эксперимент представлен с целью оценки степени влияния температуры на характер восстановления давления.

Выше были рассмотрены два возможных фактора, искажающих поведение КВД. С целью оценки степени влияния температуры на рисунке 3 представлен фрагмент КВД.

Анализируя представленный график, можно отметить экспоненциальное падение температуры без каких-либо колебаний. На этом фоне поведение кривой давления не согласуется с поведением кривой температуры. По всей видимости, эффекты перераспределения давлений между пластами в интенсивном режиме проходили за начальное время периода восстановления, по длительности порядка 3 ч. За период оставшегося времени (47 ч) на падение давления в большей степени оказывало влияние температуры. Однако однозначный ответ можно получить только с применением комплекса ГИС в работающей и остановленной скважине, проведенных в интервалах перфорации.

В статье были рассмотрены различные факторы, влияющие на определение наиболее важных параметров, и представлены варианты решения поставленных задач. По результатам комплексной переобработки данных испытаний трех объектов и сопоставления полученных материалов были определены основные характеристики, такие как термобарическая, продуктивная, фильтрационно-емкостная для единого эксплуатационного объекта. На основе изученных материалов, проведенных расчетов, экспериментальных и лабораторных исследований были подготовлены и представлены рекомендации направленные на повышение качества получаемой информации и проработку технико-технологической части подготовки и проведения исследовательских работ.

26,90 26, 26, 26, 26, Температура, оС Давление, МПа 26,85 26, 26, 26, 26, 26,80 15.09.2012 19:12 15.09.2012 21:31 15.09.2012 23:51 16.09.2012 2:11 16.09.2012 4: Дата, время давление;

температура Рисунок 3. Фрагмент начального участка КВД Библиографический список 1. Р Газпром 086-2010 Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин: в 2 ч. – Утв. ОАО «Газпром» 05.08.10, введ. 29.04.11 / [разраб.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», авт. С. Н. Бузинов, Ю. Н. Васильев и др.] – М.: Газпром ЭКСПО, 2011 – Ч. 1. – 234 с. Ч. 2. – 319 с.

2. Анализ динамических потоков. Теория и практика интерпретации данных ГДИС и анализа добычи, а также использование данных стационарных глубинных манометров / Оливье Узе, Дидье Витура, Оле Фьярэ. – Выпуск 4.10.0. – КАППА, 2008. – 359 с.

3. Bourdet D. Well Test Analysis. The Use of Advanced Interpretation Models, Handbook of Petroleum Exploration and Production, ELSEVIER SCIENCE, 2002. – 227 c.

УДК 622.692.1 : 551.351 (98) Оптимизация работы системы сбора и подготовки продукции газоконденсатных скважин в условиях бесплатформенных морских месторождений Мордвинов А. А.1, Носов А. И. 1 – «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта 2 - ООО «Центр Цементирования скважин», г. Ухта Прирост добычи углеводородов в перспективе – континентальный шельф. Недра почти всех акваторий континентального шельфа Российской Федерации (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности. Перспективные и прогнозные ресурсы природного газа в России на Арктическом шельфе 62 трлн м3. Основная их часть представлена ресурсами свободного газа. Эксплуатация морских газоконденсатных месторождений России характеризуется отдаленностью от прибрежной зоны и большая часть акватории российского шельфа значительную часть времени в году покрыта льдом, что в свою очередь ограничивает возможность в сжатые сроки заменить или выполнить восстановительные и ремонтные работы вышедших из строя производственных мощностей.

Сбор и подготовка продукции скважин при разработке бесплатформенных месторождений осуществляется на поверхности воды, непосредственно над скважинами, нуждается в проектировании непрерывного и долгосрочного функционирования с учетом всех возможных аварийных и непредвиденных ситуаций.

Расчетное моделирование с использованием теории надежности показывает, что сокращение количества установок комплексной подготовки газа до двух резко повышает степень экологического риска и снижает надежность систем газоснабжения (особенно в зимний период пиковых потреблений газа, когда наиболее вероятны аварийные ситуации), тогда как увеличение количества установок комплексной подготовки газа более трех значительно повышает капитальные затраты: оптимальным оказывается строительство трех количества установок комплексной подготовки газа [1].

Резервные мощности обеспечивают проведение технического обслуживания, ремонтных работ без снижения производительности.

Распределение нагрузки вышедших из строя мощностей необходимо осуществлять, переводя одну часть нагрузки на работающие мощности, а другую – на резерв.

Вышеописанный перевод предполагается осуществить за счет распределительного трубопровода, проходящего через работающие мощности и имеющий соединение с резервом.

Рисунок 1. Нефтегазовые месторождения России в Арктике. Строгое соблюдение технологии, получение высокого качества продукции на выходе, что обеспечивает максимальную производительность оборудования, которая определена для подготовки продукции скважин на технологическом судне.

Управление направлением потоков движения газа будет осуществлять интерактивный модем, установленный на трехходовом регулировочном кране с импульсным воздействием.

Рисунок 2. Технологическое судно для добычи, подготовки, хранения и отгрузки углеводородов Модем работает как в автоматическом режиме (определяет направление движения в зависимости от качества продукции, проходящего через блок подготовки газа), так и в ручном (через сигнал с центра диспетчерского пункта).

Резервный блок может работать вместе с основными, если возникает необходимость увеличения отборов из скважин.

Трехходовой кран имеет три позиции регулирующего элемента – направление потока на основной блок, направление потока на резервный блок и распределение в оба блока.

Резервный блок подготовки включается и имеет те же самые характеристики, что и основные блоки. Таким образом, он может беспрепятственно задействован в процессе в качестве основного блока.

Временная переменная, выраженная в сутках, выбрана исходя из того, что более частая переменная окажет влияние на работу оборудования (частые запуск и остановка намного интенсивнее разрушают оборудование).

Пропускная способность блока подготовки газа зависит от абсорбционных, адсорбционных или десорбционных свойств веществ, в зависимости что применяется.

Qраб – рабочая (оптимальная) пропускная способность блока очистки газа [м3/сут];

Qрабmax – максимальная пропускная способность блока очистки газа [м3/сут];

Qmax–пропускная способность всех блоков очистки газа, включая резерв [м3/сут];

qсут – расчетный суточный дебит скважин при оптимальной работе основных мощностей подготовки газа [ м3/сут];

qсутmax– максимальный суточный дебит скважин при максимальной работе основных мощностей подготовки газа [ м3/сут];

qmax– суточный дебит скважин в N раз больше расчетного (для оптимальной работы всех блоков подготовки, включая резерв) [ м3/сут];

n – количество основных блоков очистки газа [ шт ].

Основные выкладки:

Qрабmax=1,1Qраб – 10% запас мощности пропускной способности блока очистки газа;

qmax = (n+1) Qраб – пропускная способность всех блоков очистки газа, включая резерв;

1/(n+1) – резерв мощностей (%);

qсут = n*Qраб;

qсутmax= n*Qрабmax= n*1,1Qраб = 1,1n*Qраб ;

qmax=N* qсут= Qmax = (n+1) Qраб.

Зависимость максимального отклонения суточного расчетного дебита скважин от резерва мощностей.

N = qmax/ qсут = (n+1) Qраб/ n*Qраб= (n+1)/n = 1+1/n При n=2.

Резерв мощностей 1/(1+2)=1/3=0,33 (33%).

Максимальное отклонение дебита 1+1/2=1,5 (раза).

Рассчитаем при n=37. Результаты представлены в таблице 1 и на рисунке 3.

Таблица Результаты расчета Резерв (%) 33,3 25 20 16,7 14,3 12,5 11, N (раз) 1,50 1,33 1,25 1,2 1,17 1,14 1, Рисунок 3. Зависимость максимального отклонения суточного расчетного дебита скважин от резерва мощностей Библиографический список 1. Системы сбора газа // Российская газовая энциклопедия / гл. ред. Р. И. Вяхирев. – М.:

Большая Российская энциклопедия, 2004. – С 407-410.

УДК 622.279.5 (470.13) Эксплуатация нагнетательных скважин в режиме отбора продукции на завершающей стадии разработки месторождений (на примере Вуктыльского НГКМ) Гирушев А. В., Юнусова Л. В., Самгина С. А.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта На Вуктыльском НГКМ с 1993 г. применяется технология по доизвлечению выпавшего в пласте конденсата путем закачки "сухого" тюменского газа в пласт.

Действующий проектный документ, в соответствии с которым ведется доразработка Вуктыльского месторождения, предусматривает закачку тюменского газа до 2014 г. Далее доразработку месторождения предполагается вести на режиме истощения пластовой энергии.

В связи с этим становится актуальным проведение комплекса промыслово исследовательских и аналитических работ для получения информации, необходимой для прогнозирования изменения компонентных составов продукции скважин, поведения газоконденсатных и продуктивных характеристик нагнетательных скважин после перевода их в добывающий фонд.

Перевод нагнетательных скважин на отбор продукции будет способствовать развитию процесса обратного замещения закачанного «сухого» газа на жирный пластовый, что приведет к увеличению в продукции скважины содержания конденсата и промежуточных углеводородов (С2, С3 – С4).


Полученные результаты проведения комплексных газодинамических, геофизических и газоконденсатных исследований нагнетательных скважин в режиме отбора продукции позволят не только скорректировать действующие математические модели процесса нагнетания «сухого» газа в пласт на месторождении, но и принимать необходимые управляющие решения, повышающие эффективность его воздействия.

Для получения первичной информации по эксплуатации нагнетательных скважин после перевода в добывающий фонд была выбрана нагнетательная скв. 159. Выбор скважины был обусловлен ее расположением в районе интенсивой закачки «сухого» газа, рядом расположены нагнетательные скв. 18, 102, имеющие значительные среднесуточные объемы нагнетания (160, 180 тыс. м3 соответственно), достаточные для охвата данного участка полигона воздействием «сухого» газа (рисунок 1).

Рисунок 1. Участок полигона в районе УКПГ- Скв. 159 располагается в сводовой части залежи, в районе УКПГ-1. До начала закачки тюменского газа в скважину (1995 г.) она эксплуатировалась газлифным способом, с выносом жидкой фазы с забоя: конденсат поступал бесцветный, вода – конденсатогенного типа. С 4 июня 1997 г. в скважину началась закачка тюменского газа, среднесуточный дебит закачиваемого газа составлял порядка 100 тыс.м3. До сентября 2000 г. в скважину закачали 104 млн м3 газа. Приемистость скважины за весь период закачки оставалась практически на одном уровне, незначительное изменение приемистости обусловлено изменением давления закачки.

По результатам геофизических исследований, выполненных в 2000 г. в период нагнетания «сухого» газа в скважину и в 2002 г. во время эксплуатации в режиме отбора, было отмечено, что как поглощающими, так и газоотдающими интервалами являются отложения нижнего карбона – серпуховский ярус и веневский горизонт (рисунок 2).

Толщина работающих интервалов и уровни жидкости в стволе скважины также остались неизменными, как при нагнетании, так и в режиме отбора. По результатам геофизических исследований 2009 г. наблюдается незначительное увеличение толщины газоотдающего интервала в отложениях серпуховского яруса и веневского горизонта.

С 20.09.2000 г. скважина была пущена в эксплуатацию в режиме отбора продукции. В течение первых двух месяцев скважина работала без выноса жидкой фазы с забоя, с дебитом газа сепарации около 80 тыс.м3/сут, содержание конденсата (С5+) в газе сепарации составляло менее 10 г/м3, доля тюменского газа около 90 %. Через 2,5 месяца после начала эксплуатации скважины в режиме отбора было установлено, что в продукцию начали поступать бесцветный конденсат и конденсатогенная вода. В дальнейшем до 2005 г. в продукции скважины наблюдалось увеличение содержания конденсата (из расчета на 1 м «сухого» газа продукции) до 33 г/м3, уменьшение доли тюменского газа до 68 %. По результатам газоконденсатных исследований, проведенных в апреле 2005 г., был обнаружен рост доли тюменского газа в продукции скважины и стабилизация дебита газа сепарации (рисунок 3). Результаты газоконденсатных исследований и анализ вскрытых отложений вблизи расположенных нагнетательных скважин показали, что тюменский газ в скв. поступает по отложениям нижнего карбона – серпуховского яруса и веневского горизонта от нагнетательной скв. 102. Снижение доли тюменского газа и увеличение содержания конденсата в продукции скв 159 с 2008 г. объясняется уменьшением объемов закачиваемого газа в нагнетательную скв. 102.

Стратиграфия Закачка (2000 г.) Добыча (2002 г.) Добыча (2009 г.) Конструкция Уровни Уровни Уровни Интерва Масштаб, м скважины, мм Глу- Тол Работающие Работающие Работающие интервалы жидкости интервалы жидкости интервалы жидкости лы горизонт система бина, щина, отдел ярус перфора НКТ+ЗТ Статика Статика Статика м м НКТ НКТ НКТ- ции, м 89x Р1 Р1a 2800 2797 Р С3 2817 Qзак = 92 тыс. м3/сут Qг.с = 65 тыс. м3/сут Qг.с = 48 тыс. м3/сут С2m средний-С Ка ме н н о у го льн а я -С С2b 3000 C1s C1pr 3052 C1vn-C1st+tr 3100 C1v-С1s нижний - С C1mh МГПП (3230) МГПП (3230) МГПП (3228) C1v 3266 C1al 3300 C1tl 41 Забой скв. 3337 м Рисунок 2. Результаты геофизических исследований и геолого-технические сведения скв. Рисунок 3. Динамика дебита газа сепарации, доли тюменского газа и содержания конденсата в продукции скв. Рисунок 4. Динамика пластового давления скв. За период эксплуатации скважины в режиме отбора продукции на первом этапе наблюдается поддержание пластового давления, затем незначительное его снижение. По результатам исследований 2011 г. и 2012 г. пластовое давление по скважине стабилизировалось (рисунок 4).

В процессе отбора продукции осуществлялся контроль за изменением состава газа. До обнаружения поступления «сухого» газа от нагнетательной скв. 102 наблюдалось постепенное замещение закачанного газа пластовым, которое привело к снижению содержания метана, увеличению азота, а также промежуточных углеводородов (С2, С3-С4) в продукции скважины.

По представленным в таблице 1 прогнозным и фактическим показателям добычи по скв. 159 на 2012 г. необходимо отметить, что при отсутствии закачки тюменского газа в районе УКПГ-1 прогнозный дебит газа сепарации по скважине составил бы порядка 6 тыс.м3/сут, что естественно не смогло бы обеспечить вынос жидкой фазы с забоя скважины. По приведенным фактическим показателям суточный дебит газа сепарации составляет 46 тыс.м3, добыча конденсата – 1,6 т. Полученные прогнозные результаты при эксплуатации нагнетательной скв. 159 в режиме отбора продукции на истощение после завершения закачки "сухого" тюменского газа в пласт подтверждают эффективность проводимой технологии по доизвлечению выпавшего в пласте конденсата (таблица 1), так прогнозная добыча конденсата составила бы 1,3 т/сут.

Таблица Прогнозные и фактические показатели добычи скв. 159 на 2012 г.

Дебит газа Доля Пластовое Содержание Добыча Режим работы сепарации, тюменского давление, конденсата, конденсата, тыс. м3/сут м3/сут газа, % МПа т/сут На истощение 6 - 1,28 - С поступлением 46 69 2,49 35 1, тюменского газа На истощение после режима 30 47 2,05 44 1, закачки Таким образом, эксплуатация нагнетательных скважин в режиме отбора продукции после завершения закачки «сухого» газа в пласт на основании результатов исследований и анализа выполненных работ по скв. 159, а так же сравнение прогнозных и фактических показателей добычи позволяет сделать следующие выводы:

- по результатам геофизических исследований следует отметить, что как поглащающими так и газоотдающими интервалами являются отложения серпуховского яруса и веневского горизонта, толщина работающих интервалов так же практически не изменилась;

- по результатам газоконденсатных исследований после перевода в добывающий фонд по скважине наблюдается увеличение содержания конденсата и промежуточных углеводородов в продукции;

- по динамике замеров пластового давления наблюдается значительное снижение темпов его падения в сравнении с эксплуатацией в режиме истощения, т е. до начала закачки;

В целом можно отметить, что эксплуатация нагнетательных скважин в режиме отбора продукции предполагает прирост добычи углеводородов за счет поддержания пластового давления, увеличение производительности и срока эксплуатации скважин. Но следует отметить, что для подтверждения эффективности и более достоверного прогноза добывных возможностей нагнетательных скважин в режиме отбора необходимо проведение дополнительных промыслово-исследовательских и аналитических работ с временным переводом в добычу всего фонда нагнетательных скважин.

УДК 622. Применение методов геостатистики при адаптации модели нефтяных залежей Богданович Т. И.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Ухта Адаптация гидродинамических моделей залежей нефти и газа по данным истории разработки является сложной и в большинстве случаев весьма затратной по времени задачей.

Настройка параметров модели требует обобщения всей совокупности знаний о моделируемом объекте.

В качестве параметров модели, подлежащих уточнению (коррекции), как правило, выступают множители абсолютной проницаемости по направлениям, концевые точки относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при модификации таковых, множители сообщаемости «пласт-скважина».

Результаты адаптации абсолютной проницаемости с использованием так называемых «традиционных» методов приведены на рисунке 1.

На данном рисунке обращают на себя внимание два основных момента. Во-первых, поле проницаемости в районе скважин имеет резко выраженный «дискретный» характер вследствие применения множителей к участкам прямоугольной формы. Представляется весьма маловероятным, что реальному объекту, модель которого создается, будет присуща такого рода «дискретность».

И во-вторых, как следует из рисунка 1, изменению подвергалась только та часть поля проницаемости, которая охватывает разбуренную часть залежи. Проницаемость неразбуренных участков (в левой и нижней части рисунка 1) до известной степени осталась неизменной. И что самое важное, гораздо более однородной по фильтрационным свойствам по сравнению с подвергшейся модификации областью дренирования скважин.

Проблема повышенной «дискретности» решается путем применения тех или иных программных средств во многих современных пакетах гидродинамического моделирования.

Но ни одно из таких программных средств, осуществляющих коррекцию коллекторских свойств с использованием средств визуализации, не способно обоснованно выполнять это на неразбуренных участках залежи.

Один из возможных способов решения проблемы идентификации фильтрационных свойств моделируемого объекта в межскважинном пространстве на основе результатов их коррекции при выполнении адаптации модели приводится в данной работе.

Рисунок 1. Поле латеральной проницаемости, полученное по результатам адаптации модели реального объекта по данным истории разработки Рассматриваемый объект представляет из себя совокупность двух залежей нефти в карбонатных отложениях верхнего девона (пласт Ф0) месторождения N. Общий вид характера начального флюидонасыщения приведен на рисунке 2.

Рисунок 2. Общий вид фильтрационной модели пласта Ф Нефть относительно высокой плотности, маловязкая, парафинистая, с низким газосодержанием. Давление насыщения существенно ниже начального пластового давления.

Моделируемый объект разрабатывается на естественном водонапорном режиме.

Длительность истории разработки на момент создания модели составила 12 лет.

Следует отметить, что степень активности подошвенных и законтурных вод такова, что в течение всего периода разработки по скважинам не отмечено существенного отклонения текущего пластового давления от его начальной величины, что дает возможность утверждать о проявлении жесткого водонапорного режима.

Следует также отметить, что размеры геологической сетки позволили избежать процедуры ремасштабирования при конвертировании ее в гидродинамическую сетку и, таким образом, полученная фильтрационная модель обладала свойством высокого разрешения по вертикали: размер ячеек по оси Z составил 0,3 м.

Для создания фильтрационной модели был использован гидродинамический симулятор Tempest MORE (ROXAR).

Результаты первых итераций при адаптации фильтрационной модели объекта показали, что абсолютная проницаемость, заложенная в исходную геологическую модель с использованием корреляционной зависимости, основанной на результатах исследований керна, не позволяет должным образом воссоздать ту динамику пластового давления, которая присуща жесткому водонапорному режиму. Последовавшее за этим применение «традиционного» подхода к коррекции поля абсолютной проницаемости, подобного тому, который изображен на рисунке 1, также не принесло желаемого результата.

В процессе поиска решения возникшей проблемы в поле внимания попала информация о том, что в результате анализа литолого-петрофизических исследований для отложений пласта Ф0 было выделено три типа коллекторов (порово-кавернозные – ПК, кавернозно-порово-трещинные – КПТ, кавернозно-трещинные - КТ), различающиеся по ФЕС и структуре порового пространства.

На основании скважинных данных о типах коллекторов с использованием процедуры Indicators (IRAP RMS, ROXAR) был создан дискретный признак типа коллектора (SATNUM, или номер таблицы МОФП), принимающий значения от 1 до 4 (рисунок 3).

Рисунок 3. Куб регионов МОФП (SATNUM), отфильтрованный по коллекторам Соответствие между исходными типами коллекторов и построенными с использованием с методов стохастического моделирования приведено в таблице 1.

Таблица Соответствие между типами коллекторов и зонами МОФП Тип коллектора Зона МОФП (SATNUM) Порово-кавернозный (ПК) Кавернозно-порово-трещинный (КПТ) Кавернозно-трещинный (КТ) Для каждой из зон МОФП с использованием методов петрофизического моделирования (Petrophysical modelling, IRAP RMS) были построены параметры критической водонасыщенности (SWCR), критической нефтенасыщенности в системе «нефть вода» (SOWCR), а также множителей латеральной проницаемости (MULTX).

Скважинные кривые для концевых точек (SWCR, SOWCR) и множителей абсолютной проницаемости (MULTX) уточнялись в ходе адаптации фильтрационной модели.

Общий вид кубов исходной и модифицированной абсолютной проницаемости приведен на рисунке 4.

а б Рисунок 4. Общий вид кубов абсолютной проницаемости: а - исходной;

б - модифицированной Сравнение кубов исходной и модифицированной абсолютной проницаемости показывает, что модификация данного параметра в районе добывающих скважин повлекла за собой его изменение и в межскважинном пространстве. Сопоставляя рисунки 3 и 4 б, можно заметить, что расчет проницаемости был выполнен для каждого из типов коллекторов отдельно. Так, максимальные величины свойственны коллекторам трещинно-кавернозного типа, минимальные – порово-кавернозным коллекторам.

Следует также отметить значительную степень согласованности величин абсолютной проницаемости вблизи добывающих скважин, полученной на адаптированной модели, с величинами абсолютной проницаемости, полученными по результатам ГДИС.

Адаптация модели выполнена по всей совокупности промысловых данных истории разработки до 1 января 2012 г. Сравнительный анализ показателей демонстрирует удовлетворительную сходимость расчетных и фактических величин истории разработки (рисунок 5).

Рисунок 5. Сопоставление фактических и расчетных величин добычи нефти и жидкости Следует отметить, что на адаптированной модели удалось должным образом воспроизвести динамику пластового давления, соответствующую жесткому водонапорному режиму разработки моделируемого объекта.

В работе на примере адаптации модели нефтяных залежей пласта Ф0 показан альтернативный подход к идентификации фильтрационно-емкостных свойств пласта, основанный на применении методов геостатистики (индикаторное моделирование, крайгинг). Помимо основной задачи адаптации – достижения удовлетворительной степени совпадения расчетных и фактических величин пластовых давлений и отборов нефти и жидкости, подход позволяет уточнить фильтрационные свойства зон пласта, находящихся на значительном расстоянии от скважин.

УДК 622.279. Динамика продуктивности добывающих скважин на завершающем этапе разработки Вуктыльского месторождения с применением вторичных методов повышения конденсатоотдачи Панкратова Е. И., Юнусова Л. В., Скачков В. А.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, г. Ухта, РФ Вуктыльское месторождение введено в эксплуатацию в 1968 г., и до 1993 г. его разработка осуществлялась на режиме естественного истощения. Режим естественного истощения привел к выпадению в пласте значительного количества ретроградного конденсата и с 1993 г. с целью его извлечения на месторождении реализуется технология активного воздействия на истощенные газоконденсатные пласты неравновесным «сухим»

газом на четырех полигонах месторождения (УКПГ – 1, 2, 4, 8) [1].

Одним из основных задач внедряемой технологии является контроль процессов происходящих в пласте посредством проведения газодинамических и геофизических исследований добывающих скважин, в ходе которых определяются пластовые давления в зоне дренирования, их продуктивность, изменение профиля притока к скважинам, уровней и состава флюида.

Учитывая неоднородное геологическое строение месторождения и различную по своему составу продукцию скважин: от чисто пластового газа до смеси с нефтяными компонентами в разных соотношениях, трудно спрогнозировать изменение продуктивности и пластовых давлений под воздействием «сухого» газа. Как выяснилось, в результате контроля скважины ведут себя по разному, в этом можно убедиться на примере одного и из крупных полигонов месторождения в районе УКПГ-4.

Район УКПГ-4 расположен в пределах Среднего купола и южной переклинали Северного купола Вуктыльской структуры и имеет сложное тектоническое строение.

Продуктивный разрез находится в зоне развития макро- и микротрещиноватости оперяющих систему линейных и диагональных тектонических нарушений, которые как улучшают, так и ухудшают флюидопроводимость продуктивных отложений (рисунок 1).

x x - x x x x x x -3200 x x ПГ 177 -3100 - - - - - 135 - - - 198 - - - -2800 -300 - 13 - 149 - - -30 - 00 - - - - - - -3500-3600 - - -3300 - - - - -3000 - - - -3100 -310 - - - - нагнетательная скважина;

-эксплуатационная скважина Рисунок 1. Схема расположений скважин в районе УКПГ- В пределах полигона можно выделить две зоны закачки газа – интенсивную – приуроченную к южной переклинали Северного купола, где сосредоточено основное количество нагнетательных скважин и менее интенсивную – приуроченную к сводовой и присводовой части Среднего купола.

Отличительной особенностью участка залежи является то, что продуктивные отложения находятся на более низких гипсометрических отметках, чем в остальной части месторождения. При снижении пластовой энергии близость ГВК способствует внедрению в залежь подошвенных и законтурных вод, которые при продвижении вымывают выпавший ранее конденсат и вытесняют нефтяную оторочку.

За время внедрения технологии были изучены особенности изменения продуктивности скважин. Общим для всех скважин, дренирующих отложения московского яруса, является увеличение продуктивности на фоне роста пластового давления. Но проявления процесса на разных участках полигона имеют свои отличия, которые будут рассмотрены на примере скв. 200, 162 и 77.

Добывающие скважины 162 и 200 находятся в области интенсивной закачки «сухого»

газа, поступление которого происходит от нагнетательных скважин, в основном, по продуктивным отложениям московского яруса. Скважины расположены на южной переклинали Северного купола, вблизи тектонического нарушения делящего Вуктыльскую структуру на Северный и Средний куполы. В пределах рассматриваемого района трассируются два малоамплитудных нарушения, отделяющих скв. 200, 162 от нагнетательной скв. 198, от которой закачанный «сухой» газ поступает в скважины. Вместе с тем скважины находятся в одной флюидопроводящей зоне. Вскрытый скважинами продуктивный разрез характеризуется средне-верхнекаменнуогольными и пермскими отложениями. Газоотдающими интервалами по заключению последних геофизических исследований скв. 200 являются отложения московского яруса, в скв. 162 - московского яруса среднего карбона и верхнего карбона.

Рассмотрим поведение продуктивности добывающей скв. 200 на протяжении всего периода контроля. По результатам геофизических исследований скважины в 1994 г., проведенных до начала закачки «сухого» газа, и принятых за фоновые, газоотдающими выделяются интервалы московского яруса среднего карбона (рисунок 2).



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.