Библиографическое описание:

Махмудов Н. Н., Агзамов А., Нормуродов А. Результаты обработки гидродинамических исследований скважин месторождения с аномально высоким пластовым давлением Подрифовый Кокдумалак // Молодой ученый. — 2012. — №6. — С. 99-104.

Месторождение Подрифовый Кокдумалак расположено в юго-восточной части Денгизкульского нефтегазоносного района, между крупными месторождениями как Кокдумалак, Зеварды и Алан, приуроченными к одиночным верхнеюрским рифовым постройкам. Здесь же известны, небольшие залежи углеводородов на месторождениях Чистон, Южный Алан, Узункудук, приуроченные к отложениям XV-ПР горизонта.

Скважиной-первооткрывательницей месторождения Подрифовый Кокдумалак является скважина № 20 – Кокдумалак, давшая промышленные притоки нефти дебитом от 8 до 36 м3/сут при опробовании ХV-ПР горизонта в интервалах 3118-3129 м, 3093-3088 м и 3084-3077 м. В последующем промышленная продуктивность ХV-ПР горизонта подтверждена опробованием скважин №№ 2, 4 и 6 вскрывших продуктивные пачки на более низких отметках.

Нефтяная залежь имеет размеры 3,5 х 1км, при высоте 115 м. По исследованиям кернового материала коллекторами служат трещинно-поровые известняки, со средней пористостью равной 8,4-8,6 % и средней проницаемостью 0,013 мкм2, что указывает на невысокие фильтрационно-емкостные свойства пород.

Для определения типа коллектора и наличия скин-эффекта по материалам исследований скважин построены кривые восстановления давления в координатах lgзузt) и t (рис. 1),

где Рзу – установившаяся забойное давление; Рзt – забойное давление на момент времени t; t – время, прошедшее после остановки скважины.

Согласно квалификационной таблице приведенной в работе [1], кривая 1 (скв. № 2, интервал исследования 3105-3092м) характеризуется как неоднородно-трещинный, кривая 2 (скв. № 2, интервал исследования 3121-3111 м) – трещиновато-пористый с наличием скин-эффекта, кривая 3 (скв. № 20, интервал исследования 3118-3129 м) – трещиновато-пористый, кривая 4 (скв. № 20, интервал исследования 3107-3100 м) – чисто трещинный с наличием скин-эффекта, кривая 5 (скв. № 20, интервал исследования 3093-3088 м и 3084-3077 м) – трещиновато-пористый с наличием скин-эффекта.

Для оценки фильтрационных характеристик около скважинной зоны (ОЗП) пласта по результатам гидродинамических исследований скважин при установившихся режимах построены индикаторные диаграммы, которые приведены на рис. 2. Индикаторные диаграммы представляют собой прямые линии, что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти) по закону Дарси, т.е. имеется прямая зависимость между дебитом скважин и депрессией на пласт.

Рис.1. Кривые восстановления давления по скважинам месторождения Подрифовый Кокдумалак в координатах lg(Pзу-Pзt) и t.


Рис. 2. Индикаторные диаграммы по скважинам месторождения Подрифовый Кокдумалак

Рис 3. Кривые восстановления забойного давления в координатах Рзt и lgt.


Для оценки фильтрационных характеристик удаленной зоны пласта (УЗП) использованы результаты исследования скважин при неустановившихся режимах (кривые восстановления забойного давления).

По материалам исследования скважин построены кривые восстановления давления в координатах Рзt и lgt, приведенные на рис. 3.

Расчет фильтрационных характеристик ОЗП и УЗП осуществлен по методике приведенной в работе /2/. Исходные параметры использованные в расчетах взяты из результатов лабораторных исследований пластовой и дегазированной нефти, промыслово-геофизических исследований и материалов опробования скважин (табл.1).

Результаты оценки фильтрационных характеристик ОЗП и УЗП приведены в табл. 2, по которым можно сделать следующие выводы:

- исследованные интервалы в разрезах скважин №№ 2, 20 характеризуются развитой трещиноватостью пород коллекторов, что было отмечено и в результатах лабораторного исследования кернового материала отобранных из продуктивной части ХV-ПР горизонта;

- ОЗП и УЗП обладают низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, в которых проницаемость изменяется в пределах от 0,0013 до 0,0287 мкм2, подвижность нефти от 0,0019 до 0,0416 мкм2/мПа*с, а гидропроводность пласта от 0,0258 до 0,2330 мкм2·м/мПа·с;

- практически во всех интервалах исследования установлено наличие скин-эффекта, что указывает на ухудшение фильтрационно-емкостных свойств ОЗП в процессе вскрытия и опробования скважин. Этот вывод подтверждается результатами испытания скважин, например в скважине № 2 из интервала 3121-3111 м первоначально был получен дебит нефти равный всего 0,1 м3/сут, а после соляно- кислотной обработки при том же диаметре штуцера 3 мм дебит составил 39,9 м3/сут. Аналогичные результаты были получены и в процессе испытания интервалов 3106-3093 м в скважине № 2, 3157-3144 м в скважине № 4 и др.







Таблица 1


Исходные данные для обработки материалов гидродинамических исследований

скважин №№ 2, 20 месторождения Подрифовый Кокдумалак


№№пп

Параметры

Скважины


№2

№2

№20

№20

№20


1

Начало бурения

29.07.1992г

29.07.1992г.

25.11.1988г.

25.11.1988г.

25.11.1988г.


2

Конец бурения

30.09.1995г.

30.09.1995г.

20.08.1990г.

20.08.1990г.

20.08.1990г.


3

Дата ввода в эксплуатацию

6.03.1999г.

6.03.1999г.

26.02.1999г.

26.02.1999г.

26.02.1999г.


4

Искусственный забой, м

3182

3182

3404

3404

3404


5

Альтитуда, м

269

269

274

274

274


6

Интервал перфорации, м

3092-3105

3121-3111

3118-3129

3107-3100

3093-3088, 3084-3077


7

Тип перфоратора

3ПКО-73

3ПКО-73

ПНК-89

ПНК-89

ПКО-89


8

Количество отверствий на 1 п.м.

24

20

6

6

12


9

Горизонт

ХV-ПР

ХV-ПР

ХV-ПР

ХV-ПР

ХV-ПР


10

Общая толщина пласта, м

62,2

62,2

100,4

100,4

100,4


11

Эффективная нефтенасышенная толщина пласта, м

27,8

27,8

54,2

54,2

54,2


12

Коэффициент расчлененности

22

22

19

19

19


13

Коэффициент песчанистости

0,447

0,447

0,54

0,54

0,54


14

Коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия пласта

17,5

13,0

18,5

22

18


15

Коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта

4,8

5,2

22

32

13,5


16

Способ эксплуатации

фонтанный

фонтанный

фонтанный

фонтанный

фонтанный


17

Пластовая температура, 0С

120

120

120

119

119


18

Содержание воды в продукции скважины, %

0

0

0

0

0


19

Вязкость пластовой нефти, мПа.с

0,69

0,69

0,69

0,69

0,69


20

Радиус скважины по долоту, м

0,124

0,124

0,124

0,124

0,124


21

Давление насышения нефти газом, МПа

29,5

29,5

29,5

29,5

29,5


22

Объемный коэффициент нефти

1,34

1,34

1,34

1,34

1,34


23

Плотность пластовой нефти, т/м3

0,7446

0,7446

0,7446

0,7446

0,7446


24

Плотность дегазированной нефти, т/м3

0,8863

0,8863

0,8863

0,8863

0,8863


25

Радиус контура питания, м

250

250

250

250

250


26

Коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа*10-6

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5


27

Коэффициент сжимаемости породы, 1/МПа*10-5

1,07

1,07

1,07

1,07

1,07











Таблица 2

Фильтрационные характеристики около скважинной и удаленной зоны пласта месторождения Подрифовый Кокдумалак


Показатели

Скважина, интервал перфорации

№2,

3092-3105 м

№2,

3121-3111 м

№20,

3118-3129 м

№20,

3107-3100 м

№20,

3093-3088 м,

3084-3077 м

ОЗП

УЗП

ОЗП

УЗП

ОЗП

УЗП

ОЗП

УЗП

ОЗП

УЗП

Проницаемость пласта, мкм2

0,0078

0,0287

0,0103

0,005

0,0085

0,0011

0,0223

0,0052

0,0017

0,0013

Подвижность нефти, мкм2/мПа*с

0,0113

0,0416

0,0149

0,0072

0,0123

0,0016

0,0323

0,0075

0,0025

0,0019

Гидропроводность пласта, мкм2/мПа*с

0,0633

0,233

0,0985

0,0475

0,1355

0,0176

0,1422

0,033

0,0335

0,0258

Коэффициент продуктивности,

м3/сут/МПа

0,8823


1,5000


1,1428


0,9459


0,3571


Показатель гидродинамического совершенства,

доли ед

0,2004


0,2197


0,1212


0,0953


0,1522



В 1998 г. был составлен «Проект подключения разведочных скважин №№ 2, 4, 20 Подрифовый Кокдумалак к эксплуатации». В котором была принята следующая принципиальная схема разработки месторождения и параметры технологического режима работы скважин:

- разработка в период пробной эксплуатации будет осуществлена при естественном замкнуто-упругом режиме, который постепенно будет сменяться режимом растворенного газа;

- размещение первоочередных нефтяных скважин предполагалось осуществлять по квадратной сетке с плотностью 20 га/скв.;

- в перспективе рекомендовалось переходить от естественного режима дренирования к искусственному водонапорному;

- дебиты скважин были приняты равными 25 м3/сут или 22,2 т/сут, при работе скважин штуцерами диаметра 3 мм;

- депрессия на пласт в период пробной эксплуатации скважин принята равной 24,0 МПа;

- начальный газовый фактор принят равным 261,4 м33;

- интервалы перфорации скважин на период пробной эксплуатации приняты в абсолютных отметках минус 2851-2841 м, т.е. вскрытие горизонта должно было осуществляться на 10 м выше принятой отметки водонефтяного контакта;

- диаметр насосно-компрессорных труб принять 73-89 мм, с глубиной спуска до верхних дыр интервала перфорации.

Опытно-промышленная эксплуатация нефтяной залежи месторождения Подрифовый Кокдумалак начата 26 февраля 1999 г., одновременным вводом в эксплуатацию скважин № 20 и № 4. С 6 марта 1999 г. начата эксплуатация скважин № 2, а с 30 декабря 1999 г. скважина № 6.

В таблицах 3 и 4 приведены параметры технологического режима работы скважин месторождения Подрифовый Кокдумалак на IV квартал 2003 г. и 2010 г.

Сопоставление фактических показателей эксплуатации скважин с рекомендованными в проекте подключения скважин параметрами показывают, что они значительно отличаются между собой. Например, даже при соблюдении рекомендованных депрессий на пласт (24 МПа) фактические дебиты скважин в 6-10 раз ниже, чем предусмотренный в проекте подключения скважин. При этом интервалы перфорации скважин составляют от 18 до 28 м, что в условиях сильной расчлененности ХV-ПР горизонта могут значительно затруднить контроль за выработкой запасов отдельных нефтенасыщенных пропластков.

На наш взгляд такое большое различие между проектными и фактическими дебитами скважин и их резкое снижение за небольшой срок эксплуатации связано с геолого-физическими особенностями залежи нефти месторождения Подрифовый Кокдумалак. Как известно, нефтяная залежь данного месторождения литологически изолировано со всех сторон плохо-проницаемыми разностями известняков, что косвенно подтверждается аномально высоким значением пластового давления, которое в подошве залежи составляет 57 МПа. При таком геологической условии естественный режим работы будет замкнуто-упругим.

Опыт разработки подобных залежей нефти имеет ряд особенностей, одними из которых являются значительные дебиты нефти в начале эксплуатации скважин (благодаря наличию развитой трещиноватости в пласте) и резким его снижением из-за проявления частичной или полностью необратимой деформации коллектора по мере падения пластового давления. Это явление подтверждено опытом разработки многочисленных отечественных и зарубежных нефтяных и нефтегазовых месторождений [3, 4, 5 и др.].

Разработка рекомендаций по повышению эксплуатации скважин невозможно без оценки состояния призабойной зоны пласта, для оценки которой рекомендуется использовать показатель гидродинамического совершенства скважины (φ), представляющей собой отношение фактического (qф) и потенциального (максимального) дебита (qn) [6]:

φ= qф / qn (1)

При наличии данных исследования скважин методом установившихся отборов и кривых восстановления показатель φ определяется по формуле:

φ=(1/2П)*(Кф/Е)*Ln*(Rк/Rс), (2)

где Кф – фактический коэффициент продуктивности, определенный по методу установившихся отборов; Е – гидропроводность пласта, определенная по кривым восстановления давления; Rк и Rс – радиусы контура питания и скважин.

Как видно из результатов расчета показателя φ, приведенной в таблице 2, фактические дебиты скважин составляют от 9,53 до 21,97 % их потенциального дебита, одной из причин значительного несоответствия фактического дебита скважин к ее потенциальным возможностям в условиях сильно развитой трещиноватости коллекторов по результатам многочисленных исследований является проявление частичной или полностью необратимой деформации коллектора /7, 8, 9/. Как известно, флюдопроводящие трещины удерживаются в раскрытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей трещины коллектора превышает боковое горное давление, которая определяется по формуле:

Рбокбокгор, (3)

где Кбок - коэффициент бокового распора пород; Ргор – вертикальное горное давление;

Значение Кбок и Ргор вычисляются по формулам:

Кбок = ν / (1- ν), (4)

Ргор= 0,01 Rcp·L, (5)

где Rcp – средняя плотность вышележащих горных пород; L – глубина залегания продуктивного пласта.











Таблица 3

Технологический режим работы скважин месторождения Подрифовый Кокдумалак на IV квартал 2003 г.

№№ скв.

Интервал перфорации, м

Давления, МПа

Депрессия на пласт, МПа

Диаметр штуцера, мм

Дебит

устьевое

затрубное

пластовое

забойное

нефти, т/сут

жидкости, т/сут

газа тыс.м3/сут

Газовый фактор, м3

2

3121-3111, 3105-3092

1,0

2,5

55,66

31,71

23,95

4,0

3,0

5,30

1,2

400

4

3166-3157, 3157-3144

1,0

1,8

55,70

31,55

24,15

4,0

2,0

2,40

0,8

400

6

3170-3160, 3138-3120

0,5

22,0

55,67

31,55

24,12

5,0

2,0

2,40

0,6

300

20

3118-3129, 3107-3100

3,5

13,5

55,66

31,39

24,29

4,0

4,0

7,02

0,8

200























Таблица 4

Технологический режим работы скважин месторождения Подрифовый Кокдумалак на IV квартал 2007 г.

№№ скв.

Интервал перфорации, м

Давления, МПа

Депрессия на пласт, МПа

Диаметр штуцера, мм

Дебит

устьевое

затрубное

пластовое

забойное

нефти, т/сут

жидкости, т/сут

газа тыс.м3/сут

Газовый фактор, м3

2

3121-3111, 3105-3092

1,5

2,5

53,80

29,7

24,1

5,0

3,3

9,0

0,37

112

4

3166-3157, 3157-3144

в бездействии

6

3170-3160, 3138-3120

0,9

2,0

53,88

29,85

24,03

5,0

5,7

8,0

0,60

105

20

3118-3129, 3107-3100

2,8

4,0

53,82

29,59

24,23

5,5

11,0

4,3

1,90

173


Результаты расчетов для геолого-физических условий месторождения Подрифовый Кокдумалак показывает, что значение бокового горного давления составляет 23,5 МПа, т.е. при установленных технологических режимах работы скважин с депрессией на пласт 24,0 МПа вполне может иметь место проявления процесса смыкания флюидопроводящих трещин. Поэтому вывод, вытекающий по результатам исследований скважин методом установившихся отборов о том, что имеется прямая зависимость дебита скважин от депрессии на пласт и для повышения дебита скважин необходимо увеличивать депрессию на пласт, справедлив до значения последнего не более чем 23-24 МПа.

В связи с этим необходимо в скважинах депрессию на пласт снизить до 20-22 МПа, т.е. установить штуцера диаметром 3 мм вместо установленных 5,0 и 5,5 мм.

Для обеспечения эксплуатации скважин с депрессией на пласт 20 – 22 МПа и условий их фонтанирования пластовое давление не может быть снижено ниже 46,0 МПа, что предполагает необходимость осуществления мероприятий по ее поддержанию.


Литература:

  1. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям на Салымском месторождении нефти. – М.: ВНИИнефть, 1984.- 98 с.

  2. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и техника добычи нефти. – М.: 1967. – 380 с.

  3. Попов С.Г., Белоконь А.В., Ехлаков Ю.А., Угрюмов А.Н. Особенности проявления флюдодинамических процессов на больших глубинах //Ж. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2005.- №№ 3-4.-С. 55-59.

  4. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами.-М.: Недра,1980.- 288 с.

  5. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х., Хужаеров Б.Х., Закиров А.А. Особенности разработки глубокопогруженных нефтяных месторождений.-Ташкент: Фан, 2004.-128 с.

  6. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 414 с.

  7. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.-М.: Недра, 1988.-150 с.

  8. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания.-М.: Недра, 1975.- 215 с.

  9. Закиров А.А. Особенности изменения параметров пласта и пластовых флюидов в зависимости от динамики давления //Ж. Нефтепромысловое дело. - 2005.-№ 6.- С. 25-28.

Врезка1Врезка2

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle