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

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

Комплекс палубного оборудования фирмы Halliburton

Приложение 3

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