Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин сеноманской залежи Комсомольского месторождения

Таблица 3.2 - Комсомольское месторождение. Динамика коэффициентов фильтрационного сопротивления

Рисунок 3.6 - Комсомольское месторождение. Восточный купол

Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений

Рисунок 3.7 - Комсомольское месторождение. Восточный купол

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений по скважинам исследованным в 2010 г.

Рисунок 3.8 - Индикаторные диаграммы скважин восточного купола Комсомольского месторождения, исследованных в 2010 году (№ 1014, 1026, 1041, 1042, 1046, 1047, 1063, 1073, 1095)

Рисунок 3.9 - Индикаторные диаграммы скважин восточного купола Комсомольского месторождения, исследованных в 2010 году (№ 1101, 1103, 1104, 1105, 1124, 1131, 1143, 1161)

Рисунок 3.10 - Индикаторные диаграммы скважин восточного купола Комсомольского месторождения, исследованных в 2010 году (№ 1172, 1173)

Индикаторные диаграммы по скважинам №№ 1431, 1462 в целом показывают снижение продуктивных характеристик в 2010 г. относительно исследований прошлых лет. Ухудшение продуктивности скважин вероятно связано с их обводнением. Не смотря на проведенные в четвертом квартале 2009 г. ремонты, связанные с изоляцией притока пластовых вод, результаты гидрохимического анализа в 2010 году показали повышенное содержание ионов хлора: 5861,15 мг/л в скважине № 1431 и 3960,3 мг/л в скважине № 1462.

По скважине № 1492 наблюдается снижение продуктивности относительно предыдущего исследования. Это связано с проведенным в 2009 г. ремонтом и уменьшением, интервала перфорации.

По скважинам №№ 1352, 1371, 1411, 1413, 1451, 1452, 1471, 1482, как показывает анализ индикаторных диаграмм, продуктивность в целом не изменилась относительно исследований за предыдущие годы.

Стоит отметить, что в результате анализа индикаторных диаграмм было выявлено, что восемь скважин купола исследовались на дебитах, не достигающих значений рабочих дебитов скважин. Таким образом, судить достоверно об изменении продуктивных характеристик скважин не представляется возможным.

Рисунок 3.11 - Комсомольское месторождение. Западный купол

Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений

Рисунок 3.12 - Комсомольское месторождение. Западный купол

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений по скважинам исследованным в 2010 году

Рисунок 3.13 - Индикаторные диаграммы скважин западного купол Комсомольского месторождения, исследованных в 2010 году (№№ 1352, 1361, 1371, 1411,1413, 1431,1451,1452, 1462)

Рисунок 3.14 - Индикаторные диаграммы скважин западного купол Комсомольского месторождения, исследованных в 2010 году (№№ 1471, 1482, 1492)

На северном куполе по результатам газодинамических исследований четырех скважин, проведенных в 2010 году, фильтрационные коэффициенты изменялись в следующих пределах: "а" от 0,170·10^-2 МПа² сут/тыс.м³ (скважина №1311) до 0,547·10^-2 МПа² сут/тыс.м³(скважина №1301); "b" от 0,00063·10^-2 (МПа сут/тыс.м³)² (скважина №1202) до 0,00391·10^-2 (МПа сут/тыс.м³)² (скважина № 1301).

Коэффициенты, взвешенные по дебитам, составили: "а" равно 0,327·10^-2 (МПа² сут/тыс.м³);"b" равно 0,00187·10^-2 (МПа сут/тыс.м³)² (рисунок 3.10).

Наиболее высокими значениями коэффициентов "а" и "b", а значит и низкой продуктивностью характеризуются скважины №№ 1231, 1262, 1301 (рисунок 3.11).

Индикаторная диаграмма по скважине №№ 1231 (рисунок 3.17) в целом показывает снижение продуктивных характеристик в 2010 г. относительно исследований прошлых лет. Ухудшение продуктивности связано с обводнением. По результатам гидрохимического анализа в 2010 г. отмечено повышенное содержание ионов хлора в продукции скважины - 5327,5 мг/л.

В скважине № 1262 снижений фильтрационных характеристик (рисунок 3.12) вероятно связано с интенсивным накоплением песчаной пробки на забое. За два года толщина пробки увеличилась с 3,8 м до 10,0 м, при интервале перфорации 14 м.

Индикаторная диаграмма скважины № 1301 (рисунок 3.17) показывает заметное ухудшение фильтрационных характеристик скважины по сравнению с предыдущим исследованием. Это произошло в результате проведенного во втором квартале 2009 г. ремонта скважины и уменьшения интервала перфорации.

В скважине № 1311 (рисунок 3.17) по результатам анализа индикаторных диаграмм, продуктивность осталась неизменной относительно исследований 2006 г.

Результаты анализа показали, что стандартные исследования трех скважин северного купола (№1262, 1231, 1311) были проведены при дебитах, не достигающих значений рабочих дебитов скважин. Поэтому, достоверно оценить характер изменения продуктивности не представляется возможным.

Рисунок 3.15 - Комсомольское месторождение. Северный купол

Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений

Рисунок 3.16 - Комсомольское месторождение. Северный купол

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений по скважинам исследованным в 2010 г

Рисунок 3.17 - Индикаторные диаграммы скважин северного купол Комсомольского месторождения, исследованных в 2010 г. (№№ 1262, 1231, 1311)

На рисунке 3.18 представлены индикаторные диаграммы скважин № 1511 и № 1521 центрального купола Комсомольского месторождения. Сравнивая исследования 2010 г. по скважине № 1511, с первичными исследованиями, проведенными в 2007 г., можно увидеть значительное изменение ее продуктивности. Снижение продуктивности скважины связано с образованием песчаной пробки на забое толщиной 21,4 м., а также с обводнением скважины (наличие ионов хлора в пробе составляет 2827,36 мг/л). Анализ диаграммы скважины № 1521 показал, что продуктивность скважины практически не изменилась относительно первичных исследований 2007 г.

Рисунок 3.18 - Индикаторные диаграммы скважин центрального купол Комсомольского месторождения, исследованных в 2010 г. (№№ 1511, 1521)

Выводы

Таким образом, по завершении газогидродинамических исследований можно сделать ряд заключений.

Высокие значения фильтрационных коэффициентов по скважинам могут быть обусловлены активным внедрением пластовых вод (повышенное содержание ионов водорода), нарастанием песчаной пробки на забое или это может быть связано с уменьшением перфорационного канала и др.

В настоящее время разработка сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения осложняется рядом факторов геологического, технического и технологического характера (снижение запаса пластовой энергии, обводнение скважин, физический износ оборудования, сезонная неравномерность газопотребления и др.).

Текущий период разработки сеноманской газовой залежи это стадия падающей добычи газа, характеризующиеся интенсивным внедрением пластовой воды и обводнением скважин и более жесткими условиями работы пласта и промыслового оборудования.

В основу выбора расчетных вариантов разработки сеноманской газовой залежи положен принцип максимально возможного поддержания годовых отборов газа и сохранение действующего эксплуатационного фонда скважин.

Предлагается рассмотреть варианты разработки, предусматривающие забуривание боковых стволов в выбывающих из эксплуатации скважины, а так же дополнительное бурение наклонно-направленных скважин на всех куполах месторождения кроме центрального.

нефтегазоконденсатный газогидродинамический скважина фильтрационный

Список использованной литературы

[1] Коррективы технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР/ООО "ТюменНИИгипрогаз"; Руководитель А.Н. Лапердин.

[2] Глаголев П.Л., Колотущенко Л.Д., Кондратьева Л.А., Левченко А.А., Чурикова И.В. Хилько В.А. Пересчет запасов газа сеноманской залежи Еты-Пуровского месторождения по состоянию изученности на 01.01.2006 г., ООО "ЦНИПГИС" Москва,2007г.

[3] Дещеня Н.П. Дополнение к пересчёту запасов 1999 года по Комсомольскому месторождению сеноманской залежи газа пласта ПК₁. ОАО "СибНАЦ", г. Тюмень, 2000 г.

[4] Дещеня Н.П. Оценка изменения подсчетных параметров подсчета запасов газа сеноманской залежи 1987 года Комсомольского месторождения по новым данным эксплуатационного бурения и обобщения геолого-геофизического материала. ОАО "СибНАЦ", г. Тюмень, 1999 г.

[5] Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения: Отчет о НИР/ООО "ТюменНИИгипрогаз"; Руководитель А.С. Гацолаев. - Тюмень, 2007. - 123 с.

[6] Проект опытно-промышленной эксплуатации Комсомольского месторождения: Отчет о НИР/ООО "ТюменНИИгипрогаз"; Руководитель Е.М. Нанивский. - Тюмень, 1975 . - 156 с.

[7] Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения: Отчет о НИР/ООО "ТюменНИИгипрогаз"; Руководитель В.Н. Маслов. - Тюмень, 1985 . - 143 с.

[8] Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения: Отчет о НИР/ООО "ТюменНИИгипрогаз"; Руководитель В.Н. Маслов. - Тюмень, 1987 . - 171 с.

Размещено на Allbest.ru