Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы
Анализ гидродинамических и геофизических исследований скважин, энергетического состояния залежи на нефтяном месторождении Северный Нуралы. Характеристика геологического строения с учетом данных по новым скважинам. Текущее состояние пробной эксплуатации.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 25.04.2013 |
| Размер файла | 587,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
3. Текущее состояние пробной эксплуатации
3.1 Характеристика структуры фонда скважин, их текущих дебитов
На месторождении Северные Нуралы было пробурено 11 скважин. Из них: 2 скважины №3-Н и 18-Н ликвидированные по техническим и геологическим причинам, 9 скважин: №№1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 - находились в консервации.
За период пробной эксплуатации фонд скважин увеличился до 17 единиц за счет ввода из бурения 6-ти новых скважин (№№ 11, 12, 13, 14, 116, 133), которые уточнили геологическое строение залежи месторождения Северный Нуралы. В таблице 3.1.1 приведена характеристика фонда скважин месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.
Таблица 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2009 г.
|
Характеристика фонда скважин |
горизонт J2ds |
||
|
количество скважин |
№ скважины |
||
|
Фонд добывающих скважин |
13 |
||
|
Действующих фонтанных |
9 |
2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116, 133 |
|
|
В консервации |
4 |
1, 6, 8, 11 |
|
|
Ликвидированные |
4 |
13, 14, 3-Н, 8-Н |
|
|
Всего пробурено: |
17 |
Из 6-ти новых скважин разведочные скважины №№ 13 и 14 были ликвидированы по геологическим причинам без спуска эксплуатационной колонны, т.к. по данным ГИС в скважине №13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины №14 продуктивные пласты заглинизированы. На 01.01.09 фонд добывающих скважин составил 13 единиц, из них 9 скважин - действующие. Скважины №№ 12, 116 и 133 были введены в пробную эксплуатацию из бурения и 6 скважин: №№ 2, 3, 4, 7, 9 и 10 - из консервации.
Пробная эксплуатация осуществляется на режиме истощения - растворенного газа.
Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и жидкости по состоянию на 01.01.09 приведено в таблице 3.1.2.
Таблица 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Распределение скважин по дебиту нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г.
|
Диапазон изменения обводненности, % |
Распределение скважин (№ скв.) по диапазонам дебитов нефти, т/сут |
Итого, кол. - во скважин |
||||
|
5-10 |
10-20 |
20-50 |
>50 |
|||
|
до 2 |
3 |
7 |
116 |
2, 12 |
5 |
|
|
2-10 |
10 |
9 |
4 |
3 |
||
|
10-20 |
133 |
1 |
||||
|
Итого, количество |
3 |
2 |
1 |
3 |
9 |
Как видно из таблицы 3.1.2, по состоянию на 01.01.09, скважин, работавших с дебитом нефти до 10 т/сут насчитывалось 3 единицы (33%), с дебитом 10-20 т/сут - 2 скважины (22%), 20-50 т/сут - 1 скважина (11%). С дебитом нефти более 50 т/сут работали 3 скважины (№№ 2, 4,12), что составляет 33% от всего фонда действующих добывающих скважин на месторождении.
Максимальный дебит нефти на анализируемый период отмечается в скважине №12, он составил 131.8 т/сут, минимальный - в скважине №10, он составил 5.9 т/сут.
Большинство скважин - 5 единиц (56%) работали с обводненностью нефти меньше 2%. Скважин, работавших с обводненностью нефти 2-10%, насчитывалось 3 (33%) и 1 скважина (11%) работала с обводненностью нефти 15.1%.
Ниже приведена характеристика работы скважин месторождения Северный Нуралы за 9 месяцев пробной эксплуатации.
Скважина №2. Скважина №2 введена в пробную эксплуатацию из консервации 27.04.2008 г. График её работы приведен на рисунке 3.1.1.
Рисунок 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №2
Скважина №2 за анализируемый период работала с коэффициентом эксплуатации равным 0.9.
За период пробной эксплуатации дебит нефти скважины изменялся в пределах 50.8 - 141.2 т/сут и по состоянию на 01.01.09 составлял 113.9 т/сут. Газовый фактор увеличился с 111 до 338 м3/т. Обводненность нефти на протяжении 8 месяцев составляла 0.1%, а в декабре увеличилась до 0.9%. Максимальное количество нефти из скважины №2 было отобрано в июне (4.2 тыс. т), затем объемы добычи нефти постепенно уменьшились до 2.8 тыс. т в декабре. За анализируемый период из скважины добыли 27.6 тыс. т нефти и 27.7 тыс. т жидкости, 7.19 млн. м3 попутного газа, газовый фактор составил 260 м3/т.
Скважина №3. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в сентябре 2008 г. График работы скважины №3 приведён на рисунке 3.1.2.
Рисунок 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №3
В течение 4-х месяцев работы дебит нефти скважины №3 уменьшился с 18.1 до 8.1 т/сут, дебит жидкости - с 18.3 до 8.2 т/сут, обводненность нефти изменялась в пределах от 1% до 4.5%, газовый фактор уменьшился с 377 до 204 м3/т. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.8 д. ед.
За период пробной эксплуатации из скважины добыли 0.87 тыс. т нефти, 0.89 тыс. т жидкости, попутного газа - 0.29 млн. м3.
Скважина №4. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в начале мая 2008 г. График работы скважины №4 приведён на рисунке 3.1.3.
Рисунок 3.1.3 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №4
Дебит нефти изменялся в пределах от 29.5 до 94.6 т/сут, составив на 01.01.09 94.6 т/сут. Хороший эффект дало проведение ГТМ на скважине в сентябре 2008 г. (обработка НКТ горячей водой и нефтью), в результате дебит нефти увеличился с 29.5 до 94.6 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.6-2.4%, газовый фактор - от 125 до 449 м3/т, составив на дату анализа 346 м3/т.
За период пробной эксплуатации из скважины №4 добыли 10.9 тыс. т нефти, 11.1 тыс. т жидкости, газа - 3.42 млн. м3.
Скважина №7. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №7 приведён на рисунке 3.1.4.
Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №7 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 14.8 до 6.0 т/сут и на конец анализируемого периода составил 10.5 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.8%, газовый фактор увеличился с 465 до 1017 м3/т.
Всего за анализируемый период из скважины добыли 0.67 тыс. т нефти, 0.68 тыс. т жидкости, 0.57 млн. м3 газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.5 д. ед.
Скважина №9. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №9 приведён на рисунке 3.1.5.
Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №9 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 36 до 12.4 т/сут, на конец анализируемого периода дебит нефти составил 13.3 т/сут.
Рисунок 3.1.4 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №7
Рисунок 3.1.5 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №9
Обводненность нефти изменялась в пределах 1.1-5.6%, газовый фактор в пределах 385-1320 м3/т. Из скважины №9 добыли 1.41 тыс. т нефти, 1.45 тыс. т жидкости и 0.84 млн. м3 газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.
Скважина №10. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в конце мая 2008 г. График работы скважины №10 приведён на рисунке 3.1.6.
Рисунок 3.1.6 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №10
За рассматриваемый период наблюдается уменьшение дебита нефти с 17.1 до 5.9 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-3.1%, газовый фактор - от 232 до 466 м3/т, составив в декабре 2008 г.395 м3/т.
За период пробной эксплуатации из скважины добыли 1.06 тыс. т нефти, 1.07 тыс. т жидкости и 0.4 млн. м3 газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.
Скважина №12. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в мае 2008 г. График работы скважины №12 приведён на рисунке 3.1.7.
Из рисунка видно, что дебит нефти скважины изменялся в пределах: 63.3-166.7 т/сут, составив на конец анализируемого периода 131.8 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.4%, газовый фактор увеличивался с 153 до 410 м3/т, в декабре составил 270 м3/т.
Скважина работала с коэффициентом эксплуатации 0.9 д. ед. За период пробной эксплуатации из скважины добыли 20.5 тыс. т нефти, 20.6 тыс. т жидкости и 6.95 млн. м3 газа.
Рисунок 3.1.7 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №12
Скважина №116. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в конце мая 2008 г. График работы скважины №116 приведён на рисунке 3.1.8.
Дебит нефти скважины №116 изменялся от 36.1 до 55.5 т/сут, составив в декабре 2008 г.32.1 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-0.7%, газовый фактор увеличился с 275 до 391 м3/т, а в декабре уменьшился до 201 м3/т.
Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед. За анализируемый период из скважины было добыто 6.04 тыс. т нефти, 6.06 тыс. т жидкости и 1.96 млн. м3 газа.
Рисунок 3.1.8 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №116
Скважина №133. Введена в пробную эксплуатацию из бурения после проведения ГРП в сентябре 2008 г. График работы скважины №133 приведён на рисунке 3.1.9.
Рисунок 3.1.9 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №133
В сентябре 2008 г. скважина №133 отработала 2 суток с дебитом нефти 3.4 т/сут, обводненностю 0.2% и газовым фактором - 9054 м3/т, после чего была остановлена (высокий газовый фактор, отсутствие обустройства скважины). В декабре скважина вновь была введена в эксплуатацию с дебитом нефти 8.3 т/сут и обводенностью 15.1%, газовый фактор уменьшился до 2544 м3/т.
За рассматриваемый период из скважины отобрали 0.12 тыс. т нефти, 0.14 тыс. т жидкости и 0.34 млн. м3 газа.
Таким образом, самой высокодебитной скважиной за период пробной эксплуатации была скважина №12, средний дебит нефти которой составил 112.7 т/сут, малодебитной была скважина №10, которая работала со средним дебитом нефти 6.1 т/сут.
3.2 Анализ гидродинамических исследований скважин
3.2.1 Оценка продуктивности скважин методом установившихся отборов
За период пробной эксплуатации 27.04.2008-01.01.2009 гг. на месторождении Северный Нуралы были проведены 4 исследования методом установившихся отборов (МУО) с целью оценки продуктивности добывающих скважин по 4 добывающим скважинам №№ 4, 9, 12 и 133.
Режим работы фонтанных скважин регулировался путём изменения депрессии (смены штуцеров). Обработка и интерпретация полученных данных проводилась специалистами двух компаний: АО "НИПИнефтегаз" и ТОО "CNEC", результаты гидродинамических исследований приведены в таблице 3.2.1. Скважина №4 была исследована на 3-х режимах: диаметр штуцера 8, 10, 12 мм. На рисунке 3.2.1 приведёна индикаторная диаграмма, построенная по результатам исследования. Коэффициент продуктивности по жидкости составил 10.9 м3/ (сут*МПа).
Рисунок 3.2.1 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №4
Скважина №9 была исследована на 2-х режимах: диаметр штуцера 6, 8 мм. На рисунке 3.2.2 приведена индикаторная диаграмма, построенная по результатам исследований. Коэффициент продуктивности по жидкости составил 4.2 м3/сут*МПа.
Рисунок 3.2.2 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №9
Скважина №12 была протестирована на штуцерах диаметром: 6, 8, 10 мм. Индикаторная кривая показана на рисунке 3.2.3 Коэффициент продуктивности по жидкости составил 22.1 м3/ (сут*МПа).
Рисунок 3.2.3 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №12
Скважина №133 была исследована на 3-х режимах.
Исследования провели на штуцерах диаметром: 6, 8, 10 мм, индикаторная кривая показана на рисунке 3.2.4 Коэффициент продуктивности по жидкости составил 9 м3/ (сут*МПа).
Рисунок 3.2.4 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №133
Следует отметить, что полученные двумя компаниями результаты коэффициентов продуктивности отличаются незначительно (см. табл.3.2.1). При режимных исследованиях по всем скважинам наблюдалось снижение забойного давления ниже давления насыщения, принятого в ППЭ равным 18.7 МПа.
После проведения исследований МУО в скважинах №№4, 9, 12, 133 п
ровели исследования методом восстановления давления (регистрация КВД).
3.2.2 Оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов-коллекторов методом восстановления давления
В течение рассматриваемого периода (27.04.2008-01.01.2009 гг.) с целью оценки фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЁС) пластов-коллекторов было проведено 9 исследований методом восстановления давления по 9 скважинам №№ 2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116 и 133. Обработка и интерпретация полученных данных проводилась специалистами двух компаний: АО "НИПИнефтегаз" и ТОО "CNEC".
В АО "НИПИнефтегаз" обработка кривых восстановления давления проводилась в программном обеспечении Saphir версия 3.00.14 компании "Kappa Engineering", в ТОО "CNEC" в программном обеспечении Saphir версия 3.20 компании "Kappa Engineering".
Обработка данных КВД для сравнения по скважине проводилась несколькими методами: в полулогарифмических координатах (P,log (tp+dt) - log (dt)), методом "Semi-log" и в дважды логарифмических координатах "log-log" В процессе адаптации выбранных моделей были определены фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЁС) продуктивных пластов в районе скважин (см. приложение 7).
В результате интерпретации исследований, обработанных специалистами компании АО "НИПИнефтегаз", были получены значения ФЁС по скважинам приведенные в таблице 3.2.1.
Скважины останавливали для регистрации КВД от 6 до 19 дней. В скважине 8 был осуществлён прямой замер манометром пластового давления, которое составило 21.6 МПа. Замеренное давление соответствует начальному пластовому давлению (даже несколько выше - на 0.6 МПа). Это объясняется тем, что данная скважина находится в консервации.
По результатам обработки исследований методом восстановления давления компаниями АО "НИПИнефтегаз” и ТОО "CNEC” полученные результаты по основным параметрам имеют небольшие различия (см. таблицу 3.2.1).
Средняя проницаемость пластов-коллекторов составила 0.029-0.0001 мкм2, коэффициент продуктивности - 0.9-22.1 м3/ (сут*МПа), коэффициент пьезопроводности - 0.01-0.23 м2/с, коэффициент гидропроводности - 0.01-1.2 мкм2*м/ (мПа*с).
С целью оценки состояния призабойной зоны скважин (ПЗС) определена величина скин-фактора. По этому параметру отмечается наибольшее различие по оценкам АО "НИПИнефтегаз” и ТОО "CNEC”. Отрицательный скин-фактор, характеризующий улучшенные фильтрационные свойства пластов прискважинной зоны, по отношению к более удаленной части пласта, получен по результатам обработки ТОО "CNEC” в 5 скважинах, по данным АО "НИПИнефтегаз” - только в 2-х (см. табл.3.2.1).
В процессе пробной эксплуатации, кроме исследований МУО и КВД, в скважинах (№№2, 3, 4, 7, 8, 9, 10, 12, 116, 133) были проведены исследования по замерам градиентов давления и температуры, значения которых указаны в таблице 3.2.1 Средний градиент температуры составил 0.03 0С/метр, средний градиент давления - 0.005 МПа/метр.
3.2.3 Оценка энергетического состояния залежи
Замеры пластовых давлений по скважинам в 2006-08 гг. осуществляли глубинными манометрами ZI-PROBE. Замеренные пластовые давления были приведены к условной плоскости приведения с абсолютной отметкой - 1970 м, соответствующей середине продуктивного горизонта, и показаны в таблице 3.2.2 Начальное пластовое давление также было приведено к абсолютной отметке - 1970 м и составило 21 МПа, давление насыщения - 18.7 МПа (по данным исследований проб нефти из скважин №№2, 4,7).
За период с 2006-2008 гг. на месторождении Северный Нуралы осуществили 58 прямых замеров пластового давления в 12-ти скважинах, результаты которых приведены в таблице 3.2.2.
Таблица 3.2.2 - Месторождение Северный Нуралы. Результаты приведенных пластовых давлений в 2006-2008 гг.
|
№ скважины |
Дата замера |
Приведенное пластовое давление, МПа |
№ скважины |
Дата замера |
Приведенное пластовое давление, МПа |
|
|
2 |
02 апр 06 |
20.7 |
10 |
12 апр 06 |
21.1 |
|
|
02 апр 06 |
20.6 |
16 май 06 |
21.0 |
|||
|
05 окт 06 |
20.6 |
16 май 06 |
21.1 |
|||
|
05 окт 06 |
20.6 |
02 июл 06 |
21.1 |
|||
|
25 фев 07 |
20.7 |
02 июл 06 |
21.2 |
|||
|
26 апр 08 |
20.7 |
16 май 08 |
21.7 |
|||
|
01 июн 08 |
20.7 (КВД) |
18 июн 08 |
21.4 (КВД) |
|||
|
3 |
02 апр 06 |
20.5 |
11 |
01 янв 06 |
20.9 |
|
|
02 апр 06 |
20.5 |
06 янв 06 |
20.9 |
|||
|
06 окт 06 |
20.6 |
07 янв 06 |
20.9 |
|||
|
06 окт 06 |
20.6 |
11 янв 06 |
21.1 |
|||
|
25 фев 07 |
20.7 |
11 янв 06 |
21.1 |
|||
|
06 июн 08 |
20.8 |
16 янв 06 |
21.2 |
|||
|
11 сен 08 |
20.7 |
21 янв 06 |
21.2 |
|||
|
4 |
03 апр 06 |
18.7 |
16 апр 06 |
21.3 |
||
|
03 апр 06 |
18.7 |
12 |
01 янв 06 |
20.4 |
||
|
07 окт 06 |
19.4 |
02 янв 06 |
20.4 |
|||
|
26 фев 07 |
19.1 |
03 янв 06 |
20.4 |
|||
|
26 апр 08 |
19.3 |
23 янв 06 |
20.4 |
|||
|
12 июл 08 |
18.2 (КВД) |
23 янв 06 |
20.4 |
|||
|
6 |
05 апр 06 |
20.4 |
26 фев 06 |
20.4 |
||
|
7 |
06 апр 06 |
18.8 |
26 фев 06 |
20.2 |
||
|
08 окт 06 |
18.8 |
13 апр 06 |
20.4 |
|||
|
27 фев 07 |
19.0 |
02 апр 07 |
20.3 |
|||
|
26 авг 07 |
19.0 |
10 май 08 |
20.4 |
|||
|
07 июн 08 |
19.1 |
01 июл 08 |
19.7 (КВД) |
|||
|
28 окт 08 |
16.3 (КВД) |
116 |
09 июн 08 |
20.2 (КВД) |
||
|
8 |
12 июл 08 |
21.6 |
133 |
14 июл 08 |
18.5 |
|
|
9 |
08 апр 06 |
20.1 |
03 сен 08 |
18.0 |
||
|
12 окт 06 |
19.9 |
20 дек 08 |
15 (КВД) |
|||
|
12 окт 06 |
19.8 |
|||||
|
12 мар 07 |
20.5 |
|||||
|
11 июн 08 |
20.5 |
|||||
|
11 авг 08 |
20.6 |
|||||
|
09 сен 08 |
18.9 |
|||||
|
10 сен 08 |
19.6 (КВД) |
Как видно из таблицы 3.2.2, в скважинах №№ 6 и 8 за период с 2006-2008 гг. пластовое давление составило 20.4 и 21.5 МПа, в скважине №11 пластовое давление дважды замеряли в 2006 году, в течение года давление увеличилось с 20.9 до 21.3 МПа, что связано с длительной остановкой скважины. По состоянию на 01.01.09 скважины №№6, 8, 11 находятся в консервации из-за отсутствия обустройства, скважины №№ 2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116 и 133 являются действующими. Как видно из таблицы 3.2.2, пластовое давление в зонах отбора уменьшилось незначительно.
На рисунке 3.2.5 приведен график фактической зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти месторождения Северный Нуралы. При построении этой зависимости были учтены все имеющиеся на дату составления отчета замеры пластового давления, как в действующих, так и в остановленных скважинах, а также результаты обработки КВД с 2006-2008 гг. Приведенная зависимость отражает снижение пластового давления при отборах нефти из залежи.
Рисунок 3.2.5 - Месторождение Северный Нуралы. Зависимость пластового давления от накопленного отбора нефти
По состоянию на 01.01.2009 г. построена карта изобар, приведённая на графическом приложении 4, средневзвешенное текущее пластовое давление по горизонту J2ds в Центральном блоке составило 20.2 МПа, что меньше начального на 0.8 МПа.
Таким образом, при отборе 4.6% утвержденных извлекаемых запасов нефти и достигнутом текущем КИН, равном 0.02 д. ед., средневзвешенное по площади залежи пластовое давление уменьшилось с 21 МПа до 20.2 МПа.
3.3 Анализ текущего состояния разработки и технологических показателей
Основные технологические показатели за первый год пробной эксплуатации нефтяной залежи горизонта J2ds в Центральном блоке месторождения Северный Нуралы (Северо-западный блок в пробной эксплуатации не находится) представлены в таблице 3.3.1, их динамика - на рисунке 3.3.1 Распределение отборов по скважинам представлено на картах текущих и накопленных отборов (графическое приложение 5,6).
Таблица 3.3.1 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели пробной эксплуатации в период с 01.04.2008-01.01.2009 гг.
|
? ?/? |
?????????? |
Ед. изм. |
Период 01.04.08-01.01.09 гг. |
|
|
1 |
Добыча нефти |
тыс. т |
69.2 |
|
|
2 |
Накопленная добыча нефти |
тыс. т |
111.2 |
|
|
3 |
Добыча жидкости |
тыс. т |
69.7 |
|
|
4 |
Накопленная добыча жидкости |
тыс. т |
112.5 |
|
|
5 |
Отбор от утв. извлекаемых запасов |
% |
4.6 |
|
|
6 |
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов |
% |
2.9 |
|
|
7 |
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов |
% |
3.0 |
|
|
8 |
КИН |
д. ед. |
0.02 |
|
|
9 |
Обводненность средняя |
% |
0.6 |
|
|
10 |
Фонд добывающих скважин: из них |
ед. |
13 |
|
|
11 |
действующий фонд |
ед. |
9 |
|
|
12 |
Скважины в консервации |
ед. |
4 |
|
|
13 |
Ввод добывающих скважин из временной консервации |
ед. |
6 |
|
|
14 |
Ввод новых добывающих скважин из бурения |
ед. |
3 |
|
|
15 |
Среднесуточный дебит по нефти 1 скв. |
т/сут |
53.1 |
|
|
16 |
Среднесуточный дебит по жидкости 1 скв. |
т/сут |
53.4 |
|
|
17 |
Газовый фактор |
м3/т |
317 |
|
|
18 |
Добыча нефтяного газа |
млн. м3 |
21.95 |
|
|
19 |
Накопленная добыча нефтяного газа |
млн. м3 |
32.3 |
|
|
20 |
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин |
д. ед. |
0.5 |
|
|
21 |
Коэффициент использования добывающих. скважин |
д. ед. |
0.7 |
В пробной эксплуатации с апреля 2008 г. находились 9 скважин.
За период пробной эксплуатации (01.04.2008-01.01.2009 гг.) из залежи нефти отобрали 69.2 тыс. т нефти, 69.7 тыс. т жидкости, средняя обводненность нефти составила 0.6%. Среднесуточный дебит 1 скважины по нефти составил 53.1 т/сут, по жидкости - 53.4 т/сут. Добыча нефтяного газа составила 21.95 млн. м3 при текущем газовом факторе 317 м3/т.
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин составил 0.5 д. ед., что обусловлено простоями скважин из-за остановок для проведения гидродинамических исследований. Также одной из главных причин простоя скважин являлся лимит объемов газа на сжигание. Коэффициент использования добывающего фонда - 0.7.
Рисунок 3.3.1 - Динамика технологических показателей пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы
Накопленная добыча нефти, с учётом добычи во время испытаний скважин, по состоянию на 01.01.09 составила 111.2 тыс. т, жидкости - 112.5 тыс. т, попутного газа - 32.3 млн. м3. Коэффициент нефтеизвлечения составил 0.02 д. ед., отбор от извлекаемых запасов - 4.7%.
Графики работы по каждой добывающей скважине приведены выше на рисунках 3.1.1-3.1.9.
Как видно из графика пробной эксплуатации на рисунке 3.3.1, в мае-июле отмечается уменьшение добычи нефти, что связано с малым коэффициентом эксплуатации добывающих скважин в связи с проведение гидродинамических исследований. Не смотря на то, что с августа дебиты нефти уменьшились, добыча нефти увеличилась за счет ввода из консервации в эксплуатацию 2-х скважин (№№ 7 и 9). Максимальное количество нефти за период пробной эксплуатации добыли в августе - 10.8 тыс. т.
За анализируемый период обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-1.4%, газовый фактор, увеличившийся в сентябре до 395 м3/т, в декабре уменьшился до 346 м3/т.
4. Состояние выполнения проектных решений
4.1 Оценка степени разбуренности объекта пробной эксплуатации и ввода скважин в эксплуатацию
Согласно действующему проектному документу [2] в первый год пробной эксплуатации предусматривалось ввести в эксплуатацию 8 скважин, в т. ч.6 поисково-разведочных скважин из консервации: №№ 2, 3, 4, 7, 9, 10, оценочно-эксплуатационную скважину №11 и разведочную №12 - из бурения. На второй год пробной эксплуатации было запроектировано бурение разведочных скважин: №№ 13, 14 15 и 16 и ввод их в пробную эксплуатацию.
Фактически, в первый год пробной эксплуатации пробурили 6 скважин, запроектированных к бурению, но вместо разведочных №№ 15 и 16 пробурили опережающие эксплуатационные №№ 116 и 133.
По состоянию на 01.01.09 пробную эксплуатацию месторождения осуществляют 9 скважинами, из них 6 скважин введены из консервации и 3 скважины - из бурения. Таким образом, по количеству введённых в пробную эксплуатацию в первый год пробной эксплуатации добывающих скважин отмечается несоответствие проекту - вместо 8 запланированных скважин ввели 9, т.к. из бурения вместо 2-х скважин были введены 3.
Из пробуренных скважин №11 - оценочно-эксплуатационная скважина, пробурена в пределах разведанного контура залежи нефти горизонта J2ds с запасами С1, В результате опробования пластов Б и В, из скважины были получены притоки нефти. По состоянию на 01.01.09 данная скважина находится в консервации.
Скважина №12 пробурена в пределах разведанного контура для уточнения коллекторских свойств. Фактическое местоположение и назначение скважины №12 не соответствует запроектированному, она пробурена со смещением от проектного местоположения. В проекте скважина закладывалась для уточнения коллекторских свойств, уточнения границы распространения залежи пласта Б, а также возможного выявления ниже и выше залегающих продуктивных пластов. Фактически она пробурена в пределах контура нефтеносности и не прибавила данных о положении границы залежи.
Как и запроектировано, с целью доразведки в северной части месторождения пробурены разведочные скважины №№13 и 14 для уточнения геологического строения и добывных возможностей пластов-коллекторов, по состоянию на 01.01.09 эти скважины ликвидированы, так как по данным ГИС в скважине №13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины №14 продуктивные пласты заглинизированы.
Разведочную скважину №15 запроектировали за разломом в восточной части лицензионной территории для уточнения коллекторских свойств и уточнения границы распространения залежи, скважину №16 - с целью уточнения положения ВНК и перевода запасов из категории С2 в промышленную категорию С1. Но вместо этих скважин были пробурены оценочно-эксплуатационные скважины №№ 116 и 133.
Скважину №116 пробурили в разведанном контуре нефтеносности и она не выполнила предназначение скважины №15, т.к. её местоположение не соответствует проектному.
Скважину №133 пробурили северо-восточнее от предусмотренного проектом местоположения скважины №16 и она также не выполнила задачи доразведки, поставленные перед скважиной №16.
Выводы
· По степени разбуренности объекта пробной эксплуатации фактическое количество пробуренных скважин на первый год, которое составляет 3 единицы, превышает запроектированное (2 единицы), по количеству введённых в пробную эксплуатацию добывающих скважин отмечается несоответствие проекту - вместо 8 скважин ввели 9.
· Фактическое местоположение скважин №№ 12, 116, 133 не соответствует проектному.
· Результаты бурения и опробования скважин позволили получить дополнительные сведения по уточнению геологического строения месторождения, но часть задач доразведки месторождения остались нерешёнными.
4.2 Состояние реализации запроектированной технологии, сопоставление проектных и фактических показателей разработки
Сравнение проектных и фактических показателей пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы представлено в таблице 4.2.1.
Таблица 4.2.1 - Месторождение Северный Нуралы. Проектные и фактические показатели пробной эксплуатации
|
Показатели |
2008 г. |
2009 г. |
факт с апреля 2008 г. по 01.01.2009 г. |
|
|
проект |
проект |
|||
|
Добыча нефти, тыс. т |
79.2 |
104.2 |
69.2 |
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс. т |
121 |
225.4 |
111.2 |
|
|
Средняя обводненность продукции, % |
<2% |
<2% |
0.6 |
|
|
Ввод новых добывающих скважин из бурения, ед. |
2 |
4 |
3 (№№12,116,133) |
|
|
Действующий фонд добывающих скважин, ед. |
8 |
12 |
9 (№№2,3,4,7,9,10,12,116,133) |
|
|
Ввод добывающих скважин из консервации, ед. |
6 |
0 |
6 (№№2,3,4,7,9,10) |
|
|
Среднесуточный дебит нефти, т/сут |
44.3 |
40.8 |
53.1 |
|
|
Газовый фактор, м3/т |
415 |
415 |
317 |
|
|
Добыча газа, млн. м3 |
32.9 |
43.3 |
21.95 |
|
|
Накопленная добыча газа, млн. м3 |
43.2 |
86.5 |
32.3 |
|
|
Коэффициент эксплуатации, д. ед. |
0.6 |
0.6 |
0.5 |
В целом по месторождению при сравнении проектных и фактических показателей пробной эксплуатации наблюдается их несоответствие.
В первый год пробной эксплуатации планировалось пробурить и ввести в бурение 2 скважины, а во второй год - 4 скважины. Фактически же в первый год пробной эксплуатации пробурили 6 скважин, т.е. за первый год пробной эксплуатации был выполнен тот объем бурения скважин, который планировалось выполнить за 2 года.
Пробная эксплуатация, которую начали в апреле 2008 года, по состоянию на 01.01.09 осуществляют 9 добывающих скважин, что превышает проектный показатель на 1 скважину. Как и планировалось, из временной консервации в пробную эксплуатацию было введено 6 скважин (№№2,3,4,7,9,10), из бурения, вместо запланированных 2 скважин, в пробную эксплуатацию ввели 3 (№№12,116,133) скважины.
Согласно проекту, в первый год пробной эксплуатации запроектировали добыть 79.2 тыс. т нефти, фактически добыли 69.2 тыс. т нефти, что составляет 87% от запроектированной.
Меньшая, чем запроектировали, добыча нефти обусловлена тем, что месторождение было введено в пробную эксплуатацию не в начале года, а в конце апреля 2008 г. Средняя обводнённость нефти, равная 0.6%, соответствует запроектированной.
Средний дебит нефти одной скважины составил 53.1 т/сут, что превышает проектный дебит на 20% (по проекту - 44.3 т/сут).
Добыча попутного газа составила 21.95 млн. м3, что составляет от запроектированной 67% (по проекту 32.9 млн. м3). Это связано с тем, что фактический газовый фактор был в 1.3 раза меньше, чем запроектированный (317 м3/т вместо 415 м3/т).
Вывод:
При сравнении фактических и проектных показателей пробной эксплуатации нефтяной залежи J2ds горизонта отмечается их несоответствие по добыче нефти и попутного газа, которые меньше запроектированных. Это связано с тем, что фактический срок пробной эксплуатации составил 9 месяцев (с апреля 2008 г.) вместо года.
4.3 Выполнение мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин, скважинного оборудования
С целью контроля разработки, состояния и эксплуатации скважин и скважинного оборудования в ППЭ [2] на период пробной эксплуатации были предусмотрены следующие виды исследований:
· Промысловые исследования.
· Гидродинамические исследования скважин и пластов.
· Физико-химические исследования свойств нефти и газа.
· Гидрохимические исследования.
· Промыслово-геофизические исследования скважин.
· Контроль за эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.
Обязательный комплекс промысловых исследований, включает: определение пластовых и забойных давлений, замер дебитов нефти и жидкости добывающих скважин и обводненности.
Замеры добычи газа, нефти и жидкости в добывающих скважинах велись с помощью трехфазного сепаратора NORWARD. В течение пробной эксплуатации осуществляли ежесуточный замер дебитов жидкости, обводненности, газового фактора, трубного и затрубного давлений.
Прибором ZI-PROBE на месторождении были произведены 13 замеров пластового давления и 51 замер забойного давления
Гидродинамические исследования в 2008 г. во всех 9-ти добывающих скважинах были проведены исследования методом восстановления давления и в 4-х - методом установившихся отборов. Результаты исследований приведены в разделе 3.2 в таблице 3.2.1.
Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти не проводили. Была отобрана проба пластовой воды из скважины №133 и в 2008 г произведен её химический анализ. Таким образом, рекомендации ППЭ по отбору и исследованию глубинных проб с целью уточнения физико-химических свойств пластовых флюидов не выполняются.
Промыслово - геофизические исследования по контролю за разработкой
По информации, предоставленной Недропользователем, в 2007 г. ГИС на месторождении Северный Нуралы выполнен в одной скважине №2, в 2008 г - на трех скважинах №№4, 7, и 10. Целью исследований являлось определение работоспособности интервалов перфорации, определение профиля притока и характера поступающего флюида, поинтервальных дебитов, забойного давления и температуры, выявление возможных заколонных перетоков и интервалов негерметичности эксплуатационной колонны. Кроме того, с целью определения текущей нефтенасыщенности пластов-коллекторов одновременно с комплексом методов ГИСк проведены исследования импульсным нейтронным гамма методом (ИНГК) и запись нейтронного гамма каротажа (НГК) для определения текущего газонефтяного контакта. Геофизические исследования и интерпретация полученных материалов выполнены специалистами геофизического предприятия ЮКФ ГИС "Казпромгеофизика".
Комплекс ГИСк включал следующие методы:
· естественной радиоактивности (ГК для привязки глубин);
· локатор муфт и перфорационных отверстий (ЛМ);
· термометрии (Терм.);
· барометрии (Баром).
· термокондуктивной дебитометрии (СТД);
· влагометрии (ВЛ);
· резистивиметрии (Рез);
· малой расходометрии (РГД МД);
· большой расходометрии (РГД БД).
Исследования ГИСк проводились через НКТ комплексным скважинным прибором АГАТ-КСА-К9-М, ИНГК - прибором АИНК-42-Т, запись НГК - прибором КУРА.
В таблицах 4.3.1, 4.3.2, 4.3.3 приведены результаты интерпретации ГИС-к скважин №№2, 4, 7 и 10 - интервалы перфорации, работающие толщины, доли притоков из них, коэффициенты охвата выработкой (Кохв) перфорированных интервалов, определенные как отношение суммы работающих толщин (Нраб) к сумме эффективных перфорированных интервалов (Нперф), а также результаты определения текущего нефтенасыщения (Кнг тек) по данным ИНГК.
Исследования комплексом ГИСк выполнялись в статическом и динамическом режимах скважины. Качество полученного геофизического материала удовлетворительное, соответствует требованиям "Технической инструкции по проведению геофизических исследований в нефтяных и газовых скважинах" [7] и рекомендаций к скважинным приборам. Глубины всех методов ГИС приведены к глубинам в открытом стволе скважины с использованием кривой ГК.
Ниже приводится краткое описание результатов исследований ГИС-к по скважинам.
Таблица 4.3.1 - Месторождение Северный Нуралы. Результаты интерпретации ГИС-к
|
№№ скважин |
Горизонт J2ds |
Дата ГИС-к |
Интервал перфорации, м |
Н перф, м |
Работающий интервал, м |
Н раб, м |
Характер притока |
Доля притока от общ добычи % |
Q ж, м3/сут |
|||
|
кровля |
подошва |
кровля |
подошва |
|||||||||
|
2 |
Пласт А |
11.06.2007 |
2023.0 |
2031.0 |
8.0 |
нет притока |
||||||
|
Пласт Б |
2048.0 |
2050.0 |
2.0 |
нет притока |
||||||||
|
2052.5 |
2057.5 |
5.0 |
нет притока |
|||||||||
|
2072.5 |
2078.0 |
5.5 |
нет притока |
|||||||||
|
2080.0 |
2088.0 |
8.0 |
2085.2 |
2085.9 |
0.7 |
газир. нефть |
6 |
70.8 |
||||
|
Пласт В |
2087.0 |
2087.5 |
0.5 |
газир. нефть |
4 |
47.2 |
||||||
|
2092.3 |
2098.0 |
5.7 |
2092.3 |
2093.0 |
0.7 |
газир. нефть |
15 |
177 |
||||
|
2094.2 |
2094.8 |
0.6 |
газир. нефть |
10 |
118 |
|||||||
|
2101.5 |
2104.5 |
3.0 |
2101.5 |
2102.0 |
0.5 |
газир. нефть |
14 |
165.2 |
||||
|
2102.5 |
2103.5 |
1.0 |
газир. нефть |
8 |
94.4 |
|||||||
|
2107.0 |
2116.5 |
9.5 |
2109.0 |
2110.0 |
1.0 |
газир. нефть |
31 |
365.8 |
||||
|
2110.3 |
2111.0 |
0.7 |
газир. нефть |
3 |
35.4 |
|||||||
|
2111.5 |
2112.0 |
0.5 |
газир. нефть |
4 |
47.2 |
|||||||
|
2112.5 |
2113.0 |
0.5 |
газир. нефть |
2 |
23.6 |
|||||||
|
2113.2 |
2113.8 |
0.6 |
нефть |
2 |
23.6 |
|||||||
|
2114.2 |
2115.0 |
0.8 |
нефть |
1 |
11.8 |
|||||||
|
46.7 |
8.1 |
100 |
1180.1 |
|||||||||
|
4 |
Пласт Б |
19.06.2008 |
2218.5 |
2225.7 |
7.2 |
2221.0 |
2223.2 |
2.2 |
газир. нефть |
56 |
113.7 |
|
|
2224.3 |
2225.0 |
0.7 |
нефть |
17 |
34.5 |
|||||||
|
2229.3 |
2232.6 |
3.3 |
2229.5 |
2230.0 |
0.5 |
нефть |
11 |
22.3 |
||||
|
2230.3 |
2230.7 |
0.4 |
нефть |
8 |
16.2 |
|||||||
|
2231.1 |
2231.7 |
0.6 |
нефть |
5 |
10.2 |
|||||||
|
2232.0 |
2232.4 |
0.4 |
нефть |
3 |
6.1 |
|||||||
|
10.5 |
4.8 |
100 |
203.1 |
В скважине №2 в июне 2007года проведены исследования по определению профиля притока и состава поступающего флюида. Фактические интервалы перфорации: 2023.0-2031.0м, 2048.0-2050.0 м, 2052.5-2057.5 м, 2072.5-2078.0 м, 2080.0-2088.0 м, 2092.3-2098.0 м, 2101.5-2104.5 м, 2107.0-2116.5 м. Несоответствие верхней границы перфорированного интервала 2092.3-2098.0 м, относительно проектного 2093.0-2098.0 м, скорее всего, связанно с неточными прострелочно-взрывными работами (ПВР) или же с разрушением обсадной колоны в этом интервале в результате ПВР. Максимальный доход скважинных приборов составил в динамическом режиме 2434.7 м, в статическом режиме - 2436.4 м. Башмак НКТ по данным Локатора Муфт отбивается на глубине 2007.5 м. ВНР отбивается по динамике и статике, соответственно, на глубинах 2115.0 м и 2114.2 м.
Таблица 4.3.2 - Месторождение Северный Нуралы. Результаты интерпретации ГИС-к
|
№№ скважин |
Горизонт J2ds |
Характеристика по ГИС в открытом стволе |
Интервал перфорации, м |
Н перф |
Дата ГИС-к |
Работающий интервал, м |
Н раб, м |
Характер притока |
Доля притока от общ добычи % |
Кохв д. ед. |
||||||||
|
Интервал коллектора, м |
h эфф, м |
Кп, д. е. |
Кнг д. е |
характер насыщен |
||||||||||||||
|
кровля |
подош |
кровля |
подош |
кровля |
подош |
|||||||||||||
|
7 |
ПластБ |
1932.0 |
1938.0 |
6.0 |
0.2 |
0.85 |
нефтгаз |
1932.4 |
1935.5 |
3.1 |
06.09.2008 |
1933.0 |
1933.9 |
0.9 |
газир. нефть |
30 |
0.44 |
|
|
1934.3 |
1935.0 |
0.7 |
газир. нефть |
20 |
||||||||||||||
|
1935.0 |
1935.3 |
0.3 |
нефть |
|||||||||||||||
|
1937.0 |
1938.0 |
1.0 |
1937.7 |
1938.0 |
0.3 |
нефть |
3 |
|||||||||||
|
1938.0 |
1943.0 |
5.0 |
0.10 |
0.7 |
нефтгаз |
1942.75 |
1948.75 |
6.0 |
1943.0 |
1943.4 |
0.4 |
нефть |
||||||
|
1943.0 |
1946.0 |
3.0 |
0.20 |
0.9 |
нефтгаз |
1944.1 |
1945.0 |
0.9 |
нефть |
|||||||||
|
1947.0 |
1949.0 |
2.0 |
0.20 |
0.7 |
нефтгаз |
1945.6 |
1946.1 |
0.5 |
нефть |
|||||||||
|
10 |
Пласт В |
2204.5 |
2206.5 |
2.0 |
25.08.2008 |
не работает |
||||||||||||
|
2209.4 |
2211.4 |
2.0 |
0.10 |
0.73 |
нефть |
2208.0 |
2211.5 |
3.5 |
не работает |
|||||||||
|
2221.4 |
2222.6 |
1.2 |
0.09 |
0.46 |
сл. нефть |
2213.0 |
2226.0 |
13.0 |
2221.3 |
2221.6 |
0.3 |
разгазир. нефть |
90 |
0.94 |
||||
|
2224.0 |
2224.4 |
0.4 |
0.10 |
0.39 |
сл. нефть |
2222.2 |
2223.4 |
1.2 |
разгазир. нефть с водой |
10 |
Таблица 4.3.3 - Месторождение Северный Нуралы. Результаты интерпретации ГИС открытого ствола и ИНГК
|
№№ скв. |
Горизонт J2ds |
ФЕС по ГИС в открытом стволе |
Закрытый ствол ИНГК |
||||||||||
|
коллектор, м |
Нэф, м |
Кп, д. ед. |
Кнг нач. д. ед. |
Насыщение по ГИС в открытом стволе |
Интервал пласта, м |
Нэфф, м |
Кнг тек. д. ед. |
Насыщение по ИНГК |
|||||
|
кровля |
подошва |
кровля |
подошва |
||||||||||
|
7 |
Пласт А |
1870.0 |
1871.0 |
1.0 |
0.10 |
0.45 |
сл. нефть |
1870.2 |
1871.6 |
1.4 |
0.38 |
сл. нефтенасыщен |
|
|
1875.0 |
1878.0 |
3.0 |
0.16 |
0.70 |
нефть |
1876.2 |
1878.2 |
2.0 |
0.45 |
нефтенасыщеш |
|||
|
1883.5 |
1884.6 |
1.1 |
0.27 |
||||||||||
|
1894.4 |
1895.8 |
1.4 |
0.31 |
||||||||||
|
1897.8 |
1899.6 |
1.8 |
0.27 |
||||||||||
|
1905.3 |
1909.0 |
3.7 |
0.20 |
||||||||||
|
1911.0 |
1912.8 |
1.8 |
0.22 |
||||||||||
|
1912.8 |
1914.0 |
1.2 |
0.36 |
||||||||||
|
1924.5 |
1925.5 |
1.0 |
0.19 |
||||||||||
|
1928.1 |
1929.7 |
1.6 |
0.17 |
||||||||||
|
Пласт Б |
1932.0 |
1938.0 |
6.0 |
0.18 |
0.85 |
нефтегазонасыщенный |
1932.5 |
1937.8 |
5.3 |
050-0.57 |
нефтенасыщен |
||
|
1938.0 |
1943.0 |
5.0 |
0.10 |
0.70 |
нефтегазонасыщенный |
1937.8 |
1942.4 |
4.6 |
0.40 |
нефтенасыщен |
|||
|
1943.0 |
1946.0 |
3.0 |
0.20 |
0.90 |
нефтегазонасыщенный |
1942.4 |
1945.2 |
2.8 |
0.32-0.40 |
сл. нефтенасыщен |
|||
|
нефтегазонасыщенный |
1945.2 |
1947.0 |
1.8 |
0.32-0.38 |
сл. нефтенасыщен |
||||||||
|
1947.0 |
1949.0 |
2.0 |
0.20 |
0.70 |
нефтегазонасыщенный |
1947.0 |
1949.0 |
2.0 |
0.50 |
нефтенасыщен |
|||
|
10 |
Пласт B |
2209.4 |
2211.4 |
2.0 |
0.10 |
0.73 |
нефть |
2210.3 |
2212.6 |
2.3 |
0.33 |
нефтенасыщен |
|
|
2213.7 |
2216.8 |
3.1 |
0.32 |
||||||||||
|
2219.4 |
2220.3 |
0.9 |
0.19 |
н/к |
|||||||||
|
2221.4 |
2222.6 |
1.2 |
0.09 |
0.46 |
сл. нефть |
2221.2 |
2223.0 |
1.8 |
0.38 |
нефтенасыщен |
|||
|
2223.0 |
2224.0 |
1.0 |
0.24 |
||||||||||
|
2224.0 |
2224.4 |
0.4 |
0.10 |
0.39 |
сл. нефть |
2224.0 |
2225.5 |
1.5 |
0.37 |
нефтенасыщен |
|||
|
2225.5 |
2226.3 |
0.8 |
0.42 |
Анализируя полученный профиль притока можно отметить, что наибольшей "работоспособностью" характеризуется перфорированный интервал 2107.0-2116.5 м, где по данным Расходометрии, Термометрии и СТИ выделяются 6 интервалов притока, на которые приходится основная доля поступающего в ствол скважины флюида - 43%. Коэффициент охвата выработкой перфорированных интервалов составил 20%. Следует отметить, что наиболее интенсивно работает кровельная часть перфорированного интервала, в интервале 2109.0-2110.0 м, из которого на момент исследований поступало до 31% от общего дебита скважины. Характер флюида, поступающего из приточных интервалов, определяется преимущественно, как газированная нефть, исключение составляют два самых нижних приточных интервала 2113.2-2113.8 м и 2114.2-2115.0 м, из которых в ствол скважины поступает нефть с небольшим содержанием воды.
Приточные интервалы, выделяемые в пределах перфорированных интервалов 2080.0-2088.0 м, 2092.3-2098.0 м, 2101.5-2104.5 м, работают газированной нефтью, средняя плотность которой составляет 0.52 г/см3. По данным разноскоростной расходометрии расчетный суточный дебит нефти составляет 1180.1 м3/сут.
Сходимость замеров термометрии на двух режимах в зумпфовой части скважины указывает на отсутствие заколонных перетоков и герметичности эксплуатационной колонны ниже перфорированных интервалов. Аномальных изменений гамма-активности по сравнению с замерами в открытом стволе не отмечается.
В скважине №4 в июне 2008 года были проведены исследования по определению профиля притока и состава поступающего флюида.
По результатам записи ЛМ, СТИ, ГК башмак НКТ отбивается на глубине 2198.5 м.
Перфорированные интервалы по данным локатора муфт слабо отмечаются в пределах проектных интервалов.
По данным анализа можно отметить, что в пределах двух перфорированных зон выделяются 6 интервалов притока различной интенсивности.
Основные притоки в скважине фиксируются из верхней перфорированной зоны 2218.5-2225.7 м, в пределах которой выделяются приточные интервалы 2221.0-2223.2 м, 2224.3-2225.0 м, доля притоков из которых составляет 73% от общего дебита скважины. По данным методов Влагометрии, Резистивиметрии и Плотности, характер притока из верхнего интервала 2221.0-2223.2 м, определяется как нефть с растворенным газом, на присутствие которого указывает пониженное значение плотности - 0.72 г/см3.
Состав флюида из приточного интервала 2224.3-2225.0 м, определяется как нефть.
В пределах нижнего перфорированного участка 2229.3-2232.6 м выделены 4 интервала притока, на долю которых приходится 27.0% от общего дебита скважины. Изменение термометрии, зарегистрированной в динамическом режиме, выше 2221.0 м связано с движением жидкости в колонне.
Радиогеохимическая аномалия, являющаяся признаком адсорбции и осаждения радиоактивных элементов на цементном камне, отмечается в интервале коллекторов, залегающих на глубине 2199.0-2219.5 м, 2219.5-2234.0 м и 2305.0-2311.0 м.
Коэффициент охвата выработкой перфорированных интервалов составляет 48%. В исследованном интервале, заколонных перетоков и интервалов негерметичности обсадной колонны не обнаружено. Зумпф скважины герметичен. Среднесуточный дебит, рассчитанный по разноскоростной Расходометрии, составил 203.1 м3/сут.
В скважине №7 исследования по контролю за разработкой были проведены в сентябре 2008 года. Фактические интервалы перфорации, отмечающиеся по локатору муфт в интервалах: 1932.4 - 1935.5 м; 1937.0 - 1938.0 м; 1942.75 - 1948.75 м соответствуют проектным. Башмак НКТ по данным ЛМ отбивается на глубине 1919.5 м. Доходы приборов составили: ГИСк - 2125.6 м, ИНГК - 2136.3 м.
Скважина работает преимущественно газированной нефтью. Газонефтяной контакт в пределах исследованного интервала отсутствует.
Работающие интервалы выделены по записи кривых РГД с привлечением методов Терм, СТД. Среднесуточный дебит рассчитан по записи разноскоростной РГД и составляет 360.8 м3/сут, текущий Кохв составил 44.0 %.
В пределах верхнего интервала перфорации выделены 3 работающих интервала различной интенсивности. Два верхних работающих интервала 1933.0 - 1933.9 м и 1934.3 - 1935.0 м определены как наиболее "работоспособные" интервалы. Доля от общего дебита скважины из указанных интервалов составляет, соответственно, 38% и 20%. Интервал 1935.0 - 1935.3 м выделяется как приточный, но дебит из этого интервала незначительный. Плотность, определенная по градиенту Баром, в пределах верхнего интервала притока составляет 0.27 - 0.34 г/см3 и состав притекающего в ствол скважины флюида определен как газированная нефть.
В пределах перфорированного интервала 1937.0 - 1938.0 м выделен приточный интервал 1937.7 - 1938.0 м, доля в общем дебите которого составляет всего 3%. В пределах нижнего перфорированного интервала 1942.8 - 1948.8 м выделяются три интервала притока, работающие через столб воды. Отмечается снижение плотности воды в стволе скважины в интервале перфорации до 0.75 г/см3. С глубины 1946.1 м характер поступающего флюида определен как нефть.
По записи ВГ в динамическом режиме ствол скважины выше интервала перфорации заполнен гидрофобной смесью. В НКТ по данным ВГ, Рез и плотности, рассчитанной по Барому, отмечается поинтервальное заполнение 3-х фазной смесью, при этом с глубины 1642.0м и выше в стволе скважины преобладают нефть и газ. Начало разгазирования по данным ВЛ отмечается на глубине 1908.4 м. В статическом режиме водонефтяной раздел (ВНР) отмечается на глубине 1943.6 м. Ниже перфорированных интервалов до забоя изменение Терм соответствует термоградиенту, что является признаком отсутствия нарушений герметичности обсадной колонны и заколонных перетоков.
Анализ полученных материалов ИНГК показывает, что текущие коэффициенты нефтегазонасыщенности (Кнг тек) коллекторов уменьшились, по сравнению с данными открытого ствола в кровельной и подошвенной частях перфорированных интервалов (пласты 1932.5 - 1937.8 м, 1937.8 - 1942.4м, 1947.0 - 1949.0 м) с Кнг нач - 0.80 до 0.50 - 0.57 д. е. Значительное уменьшение Кнг отмечается и в интервалах: 1942.4 - 1945.2 м, 1945.2 - 1947.0 м, с Кнг нач. - 0.90 д. е. до 0.32 - 0.40 д. е. Уровень Кнг тек коллекторов, приуроченных к изолированным интервалам перфорации (1858.9 - 1862.70 м, 1867.7 - 1871.4 м, 1874.3 - 1878.33 м, 1882.5 - 1885.0м), составляет 0.45 д. е., Кнг нач было на уровне 0.58 д. е.
В скважине 10 исследования по контролю за разработкой были проведены 25.08.2008 г. Скважина работает преимущественно газированной нефтью. Газонефтяной контакт в скважине не отмечается. Получаемый на устье газ является продуктом разгазирования нефти.
По данным ЛМ перфорированные участки соответствуют проектным: 2204.5 - 2206.5 м, 2208.0 - 2211.5 м, 2213 - 2226 м. Башмак НКТ отбивается на глубине 2181.3 м. Максимальный доход приборов составил 2233.2 м.
Среднесуточный дебит рассчитан по записи разноскоростной РГД и составляет 4.5 - 10.7 м3/сут.
Анализ результатов ГИС-к показал следующее: два верхних перфорированных интервала 2204.5 - 2206.5 м и 2208.0 - 2211.5 м не работают. Верхний интервал перфорации по материалам открытого ствола характеризуется как глинистый и не является коллектором. В пределах нижнего перфорированного интервала по данным ГИСк выделяются два приточных интервала 2221.3 - 2221.6 м и 2222.2 - 2223.4 м. Основная доля (90.0%) от общего дебита скважины поступает из интервала 2222.2-2223.4 м. Остальные 10 % поступают из интервала 2221.3 - 2221.6 м. Из-за того, что указанные интервалы работают через столб нефтеводяной смеси плотностью 0.9 г/см3, заполняющей ствол скважины до глубины 2183.7 м, невозможно однозначно оценить характер поступающего в скважину пластового флюида. По замерам ВЛ, Рез и плотности можно предположить, что нефть, поступающая из коллекторов, является газированной. Разгазирование происходит также и в стволе скважины по мере продвижения флюида к устью скважины.
В статическом режиме водонефтяной раздел (ВНР) отмечается на глубине 2181.6 м, что практически совпадает с башмаком НКТ. Характер изменения кривых методов, определяющих состава флюидов в НКТ, в статическом режиме имеет ступенчатый вид. Так, в интервале 2045.2 м до башмака НКТ ствол скважины заполнен гидрофильной смесью плотностью 0.88 г/см3, интервал 1862.0 - 2045.2 м - гидрофильной смесью плотностью 0.74 г/см3, интервал 680.0 - 1862.0 м - гидрофобной смесью плотностью 0.67 г/см3, выше - газом плотностью 0.11 - 35 г/см3.
Небольшие аномалии на кривых Терм, Рез и СТД на глубине 2228.7 м указывают на зашламованность призабойной зоны. Ниже этой глубины наблюдается соответствие диаграмм Терм термоградиенту, что является признаком отсутствия нарушений герметичности обсадной колонны и заколонных перетоков. Аномальное изменение фона ГК по сравнению с замерами в открытом стволе в интервале 2212.0 - 2229.0 м является признаком адсорбции и осаждения радиоактивных солей в интервале перфорации.
Одновременно с комплексом методов ГИСк выполнена запись ИНГК. Анализ полученных результатов показал, что в пределах горизонта наиболее высокими значениями Кнг тек характеризуются пласты 2210.3 - 2212.6 м, 2221.2 - 2223.0 м, 2224.0 - 2225.5 м - 0.33 д. е., 0.38 д. е., 0.37 д. е., соответственно.
Вывод и рекомендации
Анализ материалов ГИСк показал, что используемый комплекс методов позволяет выделять работающие интервалы, определять профиль притока и характер поступающей из пласта жидкости, контролировать глубину спуска башмака НКТ, следить за техническим состоянием колонн.
В дальнейшем необходимо проводить ГИСк регулярно с периодичностью, рекомендуемой в РД 153-39.0 - 109 - 01, т.е. не менее одного раза в год в 50% от всего количества фонтанирующих скважин.
Мероприятия, проводимые по контролю эксплуатации скважин и скважинного оборудования
В течение анализируемого периода прибором ZI-PROBE были произведены 51 замер забойного давления (по девять замеров в скважинах №№2 и 12, три замера в скважине №3, десять замеров в скважине №4, четыре замера в скважине №7, по пять замеров в скважинах №№9 и 116, шесть замеров в скважине №10). Осуществляется ежесуточный контроль работы скважин осуществлялся путем замеров дебитов жидкости, обводненности, газового фактора, трубного и затрубного давлений. Проводился визуальный осмотр наземного оборудования, смазка задвижек.
4.4 Анализ выполнения требований к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин
4.4.1 Анализ выполнения требований к конструкциям скважин
В "Проекте пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы" предусмотрена следующая конструкция скважин, представленная в таблице 4.4.1.
Таблица 4.4.1 - Рекомендуемая конструкция скважин
|
Наименование колонн |
Диаметр, мм |
Глубина спуска, м |
Высота подъема цемента, м |
||
|
долото |
колонна |
||||
|
1. Кондуктор |
393.7 |
324 |
100 |
0 |
|
|
2. Промежуточная колонна |
311.1 (295.3) |
244.5 |
800 |
0 |
|
|
3. Эксплуатационная колонна |
215.9 |
168.3 |
2500 |
0 |
На месторождении Северный Нуралы за период с 01.07.2005-01.01.2013г было пробурено 6 скважин (№№ 11, 12, 13, 14, 116 и 133), фактические конструкции которых представлены в таблице 4.4.2.
Таблица 4.4.2 - Фактические конструкции скважины
|
№ скв. |
Наименование колонн |
Диаметр, мм |
Глубина спуска колонны, м |
Высота подъема цемента от устья, м |
||
|
Долота |
Колонны |
|||||
|
11 |
1. Кондуктор 2. Промежуточная колонна 3. Эксплуатационная колонна |
397.3 295.3 215.9 |
324 244.5 168.3 |
107.0 578.0 2224.0 |
0 0 0 |
|
|
12 |
1. Кондуктор 2. Промежуточная колонна 3. Эксплуатационная колонна |
393.7 295.3 215.9 |
324 244.5 168.3 |
85.5 576.0 2252.0 |
0 0 0 |
|
|
116 |
1. Кондуктор 2. Промежуточная колонна 3. Эксплуатационная колонна |
393.7 295.3 215.9 |
324 244.5 168.3 |
77.0 884.2 2219.0 |
0 0 0 |
|
|
133 |
1. Кондуктор 2. Промежуточная колонна 3. Эксплуатационная колонна |
393.7 295.3 215.9 |
324 244.5 168.3 |
86.2 893.0 2297.0 |
0 0 0 |
Как видно из таблиц 4.4.1 и 4.4.2, фактические конструкции скважин в основном соответствуют рекомендованной "Проектом пробной эксплуатации месторождения Северные Нуралы" в отношении количества, диаметра и глубины спуска колонн. На каждой проектной скважине глубину спуска обсадных колонн устанавливают по результатам ГИС.
4.4.2 Анализ требований к технологии и качеству цементирования скважин
Цементирование скважин на месторождении Северный Нуралы проводилось по программе подрядчика по цементированию компании Halliburton. Анализ промысловой информации по скважинам №11, 12, 116, 133 показал, что в целом требования к технологии цементирования, изложенные в разделе 6 Проекта пробной эксплуатации, выполняются.
Подобные документы
Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Сосновского месторождения. Обзор причин обводнения нефтедобывающих скважин и методов борьбы с избыточными водопритоками. Текущее состояние разработки энергетического состояния и обводненности залежи.
дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.01.2016Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010Анализ разработки залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы углеродов Пур-Тазовской области. Проектирование размещения скважин на Харампурском месторождении с учетом дизъюнктивных деформаций юрской залежи. Выявление степени разломов осадочного чехла.
автореферат [844,7 K], добавлен 03.12.2010Исследование геологического строения Дубровского месторождения, изучение тектонических условий и нефтегазоносности залежей. Определение основных емкостных параметров нефтенасыщенных коллекторов - коэффициентов глинистости, пористости и водонасыщенности.
дипломная работа [68,3 K], добавлен 17.03.2011Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.
дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014Тектоническая, гидрогеологическая и физико-химическая характеристика месторождения Одопту-море. Обоснование категорийности запасов нефти и газа в скважинах. Определение порогового насыщенного объема залежи. Подсчет запасов нефти и растворенного газа.
курсовая работа [858,2 K], добавлен 20.02.2012Общие сведения о Советском месторождении, история его разработки и современное состояние. Геологическое строение: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеологическая характеристика. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1, оборудование.
дипломная работа [4,5 M], добавлен 05.06.2015Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти на Первомайском месторождении, литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов. Оптимизация работы механизированного фонда скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 30.06.2015Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов.
курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016
