На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся два вида гидродинамических исследований:

исследование методом восстановления давления, осуществляемое при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на одном (постоянном) режиме;

комплексное гидродинамическое исследование, включающее исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей остановке скважины для снятия КВД.

Остановка скважин при проведении исследований по изменению статического градиента давления занимает от одной недели до четырех недель, в зависимости от свойств коллектора. Такой временной срок необходим для стабилизации пластового давления в коллекторе. Исследования, ведущиеся при помощи метода КВД, занимают от 2 до 4 недель, а промыслово-геофизические исследования идут от 5 до 7 дней.

Пластовое давление замеряется при помощи следующих методов:

1. Остановка скважины до тех пор, пока пластовое давление не стабилизируется, затем проводятся исследования на предмет определения статического градиента (СГ).

2. Испытание скважины при помощи метода КВД и последующий анализ кривой восстановления давления с целью оценки параметра проницаемости, строения пласта (сброс и т.д.) и пластового давления в коллекторе.

3. Использование данных, считываемых с установленного в скважине стационарного глубинного манометра.

4. Проведение исследований, связанных с восстановлением давления, используя при этом данные по замеру давления на устье и технологическую программу по преобразованию этих величин в величины давления на забое скважины.

Гидродинамические методы исследований (ГДИ) добывающих скважин позволяют определять важнейшие фильтрационные параметры пласта и скважин - проницаемость пласта К, проводимость - kh, степень совершенства вскрытия пласта скважиной - так называемой скин-фактор, замерять пластовые, забойные давления, определять коэффициент продуктивности скважин и другие параметры, строить карты изобар.

На основании результатов ГДИ проводится анализ текущего состояния разработки месторождения, эти данные используются при составлении технологических документов на разработку месторождения. Особенно эффективны исследования, которые проводятся систематически.

ГДИ, проводимые в настоящее время на Тенгизе, можно подразделить на 3 группы.

Первая группа исследований - исследование скважин при установившемся режиме эксплуатации. На Тенгизе этим методом исследования охвачен весь фонд скважин.

Вторая группа исследований скважин - исследования при неустановившемся режиме работы скважин, метод кривых восстановления давления (КВД). Методом КВД на Тенгизе исследовано около 100 скважин и определены основные параметры, характеризующие пласт и призабойную зону скважин: проницаемость К, проводимость kh, совершенство вскрытия пласта - скин-фактор S. Эти данные использовались при построении компьютерной гидродинамической модели нефтяной залежи месторождения Тенгиз.

Важную информацию по оценке состояния призабойной зоны пласта несет определение скин-эффекта по данным исследования скважин методом КВД.

На Тенгизе определение этого параметра имеет особенно важное значение в связи с тем, что зачастую бурение при вскрытии пласта ведется на воде без выхода циркуляции. В этой связи шлам не выносится на поверхность и остается в призабойной зоне пласта, а фильтрационные свойства пласта в призабойной зоне снижаются. Удаление шлама, воды и восстановление фильтрационных свойств призабойной зоны оценивается по величине и знаку скин-эффекта. Следует отметить, что проведение соляно-кислотных обработок (СКО) и кислотного гидроразрыва (КГРП) резко снижает величину скин-эффекта. Высокопродуктивные скважины имеют как правило положительный и повышенный скин-эффект.

Третья группа исследований скважин включает методы исследования пласта по взаимодействию скважин и объектов разработки (гидропрослушивание) при возмущении однократном или многократном (метод гармонических волн).

Гидродинамические исследования добывающих скважин позволяют определять не только параметры нефтяного пласта, что само по себе очень важно. В условиях трещиноватого пласта борта и крыльев необходимо выполнить специальные исследования, которые характеризовали бы поведение трещиноватого коллектора в процессе разработки, в первую очередь при изменении пластового давления. Исследования методом установившихся отборов выполнены в большинстве случаев при 2-х режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. Для исследования поведения трещиноватого коллектора необходимо исследование МУО на 4-х - 5 режимах и получение индикаторной диаграммы в широком диапазоне забойных давлений. Если индикаторная диаграмма будет линейной, то это будет означать независимость свойств трещиноватого коллектора от изменения забойного давления, если линейность будет нарушена и индикаторная кривая будет изгибаться в сторону перепадов давления, то это будет означать смыкание трещин в призабойной зоне при низких забойных давлениях. Такие исследования рекомендуется провести по нескольким скважинам борта и крыльев.

2.5 Анализ исследования скважин при неустановившихся режимах (Pressure Transient Test)

Заключение анализа КВД (РТТ) по зонам Рима/Крыла и Платформы.

На данном этапе геологической изученности девонской части разреза месторождения нижняя граница нефти принята условно на отметке минус 5450 м за исключением районов скважин Т-47 и Т-6337.

В целом все объекты образуют единую гидродинамическую систему. Наличие вертикальной гидродинамической связи между объектами через обширные трещиноватые зоны в высокопроницаемых биогермных фациях бортовой и крыльевых частях месторождения доказывается наблюдаемым падением пластового давления во II объекте на фоне незначительных объемов добычи нефти, а также однородностью свойств нефти по всем участкам и интервалам Тенгизского месторождения. Результаты опробования в открытом стволе модульно-динамическим пластоиспытателем (MDT) в процессе проводки скважин T-7252, T-5857, T-6337, T-4346 и T-6261 показали существование между объектом II (ниже рима/фланга объекта I) и объектом I гидродинамической связи через зоны, коллекторские свойства которых определяют трещины. Это подтверждается снижением давления в объекте II, где не было добычи вообще или где отбор нефти был незначительным и не мог повлиять на давление в районе скважин, где отмечено снижение.

Залежи нефти месторождения Тенгиз характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями. Для оценки величины начального пластового давления использовалась связь между значениями пластового давления по скважинам и глубиной, полученными по результатам обработки КВД и замеров статического градиента (SGS) на этапе геологоразведки рассматриваемого месторождения. Для построения зависимости "глубина - пластовое давление" использовались данные по давлениям на глубине замера, максимально приближенной к отметке середины интервала перфорации, чтобы при дальнейшем пересчете через градиент давлений по скважинам к отметке середины перфорационного интервала ошибка за счет поправки была минимальной. Начальное пластовое давление при градиенте вертикального давления 0,0183 МПа/м на глубине минус 4500 м составляет 82,35 МПа.

Пластовая температура на глубине минус 4500 м принята равной 109,4°С по результатам обработки зависимости "глубина - температура". Величина геотермического градиента, полученная в результате термометрических исследований, осуществляемых совместно с замерами начального пластового давления, составила 1,86°С/100м.

Исходя из аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, наличия низкопоровых коллекторов в подошвенной части резервуара, а также учитывая очень слабые притоки пластовой воды из нижней части разреза, разработку месторождения предполагается осуществлять на упруго-замкнутом режиме.

На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся гидродинамические исследования, а именно:

исследование методом восстановления давления, осуществляемое при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на одном (постоянном) режиме;

комплексное гидродинамическое исследование, включающее исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей остановке скважины для снятия КВД;

исследование интерференции между парами скважин.

На дату выполнения настоящей работы гидродинамические исследования на месторождении Тенгиз проводились в 68 скважинах. При этом получить результаты удалось по 60 скважинам, 53 из которых, согласно предложенной в проекте опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз схеме разделения залежей нефти на объекты, по добывным возможностям относятся к I объекту, одна скважина (Т-10) - к III объекту и 6 скважин совместно эксплуатируют I и II объекты. Общий объем проведенных исследований по I объекту составил 127 определений различных параметров пластовой системы, 2 исследования по III объекту и 7 исследований по совместно эксплуатируемым скважинам.

Специалистами ТШО в 1999 г. была разработана методика с использованием электронных приборов типа Scada или "Hyperlogger”, которая позволяет проводить замеры режимных рабочих давлений и регистрации кривых восстановления давления на устье скважин и пересчета полученных давлений на забой.

Данная методика позволила ТШО, во-первых, избежать влияния неблагоприятных факторов, воздействующих на измерительные приборы в пластовых условиях и, во-вторых, сократить время и средства, затрачиваемые на проведение исследования.

В течение 2000-2001 гг. только в семи скважинах осуществлены гидродинамические исследования с замером давления на забое с помощью приборов EMS-770 и PSP (скважины Т-5к, Т-42, Т-103, Т-419, Т-463, Т-5050, Т-5056), остальные исследования проведены на устье, хотя общеизвестно, что данные, полученные в результате глубинных исследований, отражают фактическое состояние скважины. Результаты сопоставления исследований, выполненных при помощи "Hyperlogger" с результатами глубинных замеров по скважинам, представлены в работе. Поэтому, в дальнейшем необходимо продолжить исследовательские работы с целью подтверждения применимости методики Hyperlogger (проверка идентичности замеренного и пересчитанного давлений), которые позволят избежать существенных ошибок в определении основных пластовых параметров и при оценке энергетического состояния залежи. И в скважинах, где выполнены только устьевые исследования Т-105, Т-11, Т-40, Т-43, Т-318 необходимо наряду с устьевыми исследованиями проводить также и глубинные замеры при последовательном чередовании исследований на устье и на забое.

Работы по интерпретации КВД в скважинах велись ТШО с использованием программы Pan system. В большинстве исследований необходимо отметить совпадение выбранных моделей скважины, пласта, границ и хорошую сходимость результатов обработок.

В процессе интерпретации, основываясь на поведении кривой производной от давления, построенной в дважды логарифмических координатах (log-log) и учитывая особенности строения Тенгизского коллектора, для каждого исследования выбраны наиболее вероятные модели скважины, резервуара, границ, характеризующие соответственно прискважинную зону, удаленную зону и границы пласта.

Характер поведения кривой производной от давления на конечном участке в одних исследованиях указывает на отсутствие каких-либо границ (возможно границы не зафиксированы импульсом давления), то есть - на бесконечное распространение пласта в горизонтальной плоскости, в других - на наличие в пласте на определенном расстоянии (L) от скважины линейной границы, которая является либо тектоническим нарушением, либо низкопроницаемой зоной с резким ухудшением фильтрационных характеристик коллектора.

Полученные значения скин-фактора от (-6.5) до (-1.1) говорят об улучшенном состоянии призабойной зоны скважин: Т-11, Т-12, Т-40, Т-103, Т-117, Т-124, Т-318. При наличии трещин в прискважинной зоне проявление скин-эффекта незначительное (Smax=0.806).

Высокое значение скин-фактора, свидетельствующее о существенном загрязнении прискважинной зоны, получено для скважин: Т-4, Т-5к, Т-9, Т-102, Т-106. Эти скважины являются первоочередными кандидатами на проведение мероприятий по интенсификации притока (СКО, КГРП).

Динамика гидродинамических исследований выявила изменение таких параметров, как проводимость, проницаемость, скин-фактор, коэффициент продуктивности.

Изменение продуктивных и ёмкостно-фильтрационных характеристик пласта в скважинах вызвано:

проведением мероприятий по дополнительной перфорации продуктивных горизонтов;

проведением мероприятий по интенсификации притока в скважину (СКО, КГРП).

В 2000-2001 г. г. было проведено гидропрослушивание между двумя парами скважин: Т-102 и Т-7; Т-103 и Т-1к для установления гидродинамической связи ними и для оценки основных пластовых характеристик, таких как проводимость, проницаемость, пьезопроводность. В комплексе с ними в возмущающих скважинах проводили исследования методом установившихся отборов.

Недостаточная охваченность гидродинамическими исследованиями скважин, дренирующих II объект как самостоятельно, так и совместно с I объектом, отрицательно сказывается на точности определения осредненных параметров для условий II объекта, и, несомненно, требуется дальнейшее углубленное изучение для уточнения параметров пластовой системы и повышения представительности гидродинамической модели месторождения. В связи с этим при настоящем анализе всей имеющейся базы гидродинамических исследований результаты представлены в целом для Тенгизского месторождения.

Наиболее распространенной для условий данного резервуара является схема проведения гидродинамических исследований, при которой первоначально осуществляется испытание методом установившихся отборов (МУО) при работе скважины на 2-х режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. После этого скважина останавливается на 30 суток для исследования методом восстановления давления со снятием кривой восстановления давления (КВД). При этом достоверность получаемой информации по емкостно-фильтрационной характеристике коллектора повышается с увеличением числа режимов при проведении исследований МУО.

Особенностью проведения гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз на нестационарных режимах является остановка скважин на снятие КВД на 2 недели для скважин платформы и на 1 неделю для скважин склона и борта. При этом фактическое время на снятие КВД колебалось от 9 до 180 часов.

Наиболее представительные результаты гидродинамических исследований скважин месторождения Тенгиз представлены в таблице 3.1.

При разделении залежей нефти по фациальным зонам объем представительных исследований параметров пластовой системы распределился следующим образом.

Результаты исследования скважин и пластов

Различие характеристики дебитов скважин по фациальным зонам объясняется их емкостными и фильтрационными свойствами, которые для различных фациальных зон существенно отличаются. В нижеследующей таблице приведена сравнительная характеристика толщин подобъектов I объекта в различных фациальных зонах. Как видно из таблицы, толщины подобъектов резко отличаются при переходе из зоны в зону.

Усредненная характеристика толщин подобъектов I объекта в различных фациальных зонах

Для оценки параметров коллектора в различных фациальных зонах была проанализирована выборка гидродинамических исследований, выполненных по скважинам месторождения Тенгиз за период разведки и разработки. Такие параметры как проницаемость, гидропроводность и продуктивность скважин (параметр удельной продуктивности скважины не исследовался, так как в него вносится некоторая доля условности при использовании работающей мощности по РLТ) осреднялись для максимальных и минимальных значений по группам скважин, попавших в те или иные фациальные зоны. Результаты обработки приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Фильтрационная характеристика пласта и скважин по данным гидродинамических исследований

Платформа

Проницаемость оценивалась по 23 скважинам с диапазоном от 0,00059 до 0,1055 мкм² при среднем значении 0,0027 мкм². Средняя величина гидропроводности составила 1274 (23 определения).

Коэффициент продуктивности на последнюю дату определялись по 27 скважинам, средняя величина которого при этом принята равной 0,41 т/сут /МПа.

Борт

Среднее значение фильтрационной характеристики по результатам 11 определений равняется 0,0307 мкм². Величина гидропроводности менялась от 788 до 35343 при среднем значении 12893 (11 определений).

Коэффициент продуктивности по результатам исследований варьировался от 0,118 до 5,6 т/сут /МПа при среднем значении 1,92 т/сут / МПа (20 определений).

Склон

Наименее изученным по результатам гидродинамических исследований является данная фациальная зона - 5 определений проницаемости, средняя величина которой составляет 0,4382 мкм²; 5 определений гидропроводности, изменяющейся от 1083 до 316160 при среднем значении 81401 . Маскимальной значение гидропроводности отмечено по скв. Т-10. Очевидно, что при такой гидропроводности величина продуктивности по данной зоне превышает аналогичную характеристику других фациальных областей. По результатам 11 определений среднее значение коэффициента продуктивности для условий склоновой части месторождения составило 3,13 т/сут / МПа при разбросе значений от 0,06 до 14,95 т/сут / МПа.

Гидродинамические исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах входят в обязательный комплекс промысловых исследований, и должны проводится в объеме, предусмотренном Технологической схемой.

На 01.01.07 гидродинамические исследования на Тенгизском месторождении проведены в полном объеме, предусмотренным в Технологической схеме. В течение 2005-06 гг. с целью оценки продуктивных и фильтрационно-емкостных свойств (ФЁС) пласта и состояния призабойной зоны были проведены 56 гидродинамических исследований. Из них 12 исследований методом анализа КВД (PTT) и гидропрослушивания (SGI) и 16 исследований по определению профиля притока в 2005 году (PLT), 4 исследований PTT и 24 PLT - в 2006 году. Также были проведены замеры статического градиента давления и температуры (ЗСГ) на забоях скважин. В 2005 году 28 замеров и 22 замера в 2006 году. Для этих замеров использовались глубинные приборы Шлюмберже и стационарные глубинные манометры. Также с помощью стационарных глубинных манометров ТШО ведет мониторинг динамического забойного давления по времени в 34 скважинах. Эти приборы также позволяют записать КВД во время незапланированных останов скважин. В дополнение к гидродинамическим исследованиям ТШО провел 34 каротажных работ по определению пористости и насыщенности коллектора, из них 11 работ в 2005 году и 23 работ в 2006 году.

В 2006 году были проведены работы по отбору глубинных проб пластовой жидкости в 3 скважинах с целью сравнения физико-химических свойств флюида.

В таблицах 3.2.1 и 3.2.2 приведено количество проведенных исследований по годам.

Таблица 3.2.1 - Промыслово-гидродинамические исследования, проведенные в 2005 году.

Таблица 3.2.2 - Промыслово-гидродинамические исследования проведенные в 2006 году.

Результаты гидродинамических исследований приведены в таблицах 3.2.3-3.2.4 Полученные параметры ФЕС месторождения варьирует в пределах значеий, приведённых в Технологической схеме и Анализе разработки. н

Одним из важных методов, используемых при контроле за разработкой месторождения Тенгиз являются гидродинамические исследования с использованием комбинированного прибора PLT фирмы "Шлюмберже", содержащим датчики для одновременного замера в скважине температуры, давления, плотности и диэлектрических свойств флюида, скорости кабеля, естественной радиоактивности, укомплектованного расходомером и локатором муфт, в некоторых скважинах, эксплуатирующихся открытым стволом для учета влияния изменения диаметра скважины на показания расходомера, проводятся замеры каверномером.

Интерпретация данных PLT исследований проводится с помощью программы "Emeraude”.

Основной задачей, решаемой PLT, является - выделение интервалов притока, расчёт зональных дебитов, определение профиля притока, характера флюида, поступающего в скважину. Выделение работающих интервалов осуществляют на основании показаний расходомера, рассчитанной второй производной температуры и показаний других методов.

Исследования PLT проводят в режиме остановленной скважины (статический) и в работающей скважине (динамический), при разных скоростях проходки приборов вниз и вверх а также замеры при стоянке приборов на точках.

В результате исследований получают следующие параметры: давление, температуру, плотность флюида, скорость вертушки, скорость записи, диаметр скважины, объем воды в потоке.

В течение 2005 - 2006 гг исследования PLT выполнены в 38 скважинах. В таблице 4.9.1 приведены результаты по оценке долевого участия в общей добыче стратиграфических горизонтов по данным PLT за 2005-2006 гг. На рис 4.9.1 представлена гистограмма доли притоков определенных по замерам PLT в действующих скважинах по стратиграфическим горизонтам для скважин, расположенных на платформе, борте и склоне.

Кроме того, по материалам, предоставленных заказчиком составлена таблица 4.9.2 результатов исследований PLT, в которой отмечены даты и интервалы исследований, работающие толщины, объем притока в долях от общего потока в этих интервалах. Рассчитаны коэффициенты охвата выработкой как отношение суммарных работающих толщин ко всей толщине вскрытых эксплуатационных интервалов.

В таблицах 4.9.3 и 4.9.4 приведены средние значения и диапазоны изменения коэффициентов охвата выработкой вскрытых для эксплуатации интервалов по объектам и по участкам месторождения.

Таблица 4.9.1 Долевое участие в общей добыче стратиграфических горизонтов по данным PLT 2005-2006 гг.

Таблица 4.9.3 Средние значения и диапазоны изменения Кохв по объектам разработки

Таблица 4.9.4 Средние значения и диапазоны изменения Кохв по участкам месторождения

На основании анализа имеющихся материалов по интерпретации PLT можно сделать следующие выводы:

· наиболее высокими коэффициентами охвата выработкой (К охв) более 0.5 характеризуются пять скважин (Т-105, Т-123, Т-124, Т-21, Т-220) расположенные на платформе и эксплуатирующие I объект и три бортовые скважины (Т-4748 и Т-6), эксплуатирующие I+II объект, и скважина Т-104, эксплуатирующая I объект (таблица 4.9.2);

· из платформенных скважин наименьшими Кохв (до 0.12) характеризуются скважины Т-116, Т-117, Т-29, из бортовых - скважины Т-4, Т-6743, Т-7450, Т-6457, из склоновых - скважины Т-5632, Т-4629, Т-42 и Т-5963 (таблица 4.9.2);

· в целом, наиболее высокими коэффициентами охвата выработкой (К охв), рассчитанными по данным PLT, характеризуются I и I+II объекты, соответственно, 0.36 и 0.29 (таблица 4.9.3);

· скважины, расположенные на платформе и борте, также характеризуются более высокими средними значениями (Кохв - 0.42 и 0.26) по сравнению со скважинами, расположенными на склоне (таблица 4.9.4).

3. Охрана труда и техника безопасности

3.1 Охрана труда