Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Обсуждение ниже суммирует некоторые  из интересных характеристик, наблюдаемых  с помощью КВД Тестов (PTT) в Римовой зоне, Крыла и Платформы на Тенгизе. Есть несколько общих заключений, которые могут сделанный о качестве бассейна в различных областях месторождения Тенгиз. Различия в области Рим/Крыла и Платформы диктуют различное применение стратегии стимуляции скважин. Основные заключения на основе КВД тестов:

 Данные по КВД в зоне Рим\Крыла различны от данных полученных в Платформе

 Рим и Крыло характеризуются чрезвычайно высокой проницаемостью. Восстановление давления, наблюдаемое относительно скважин Рима и Крыла почти мгновенно после продолжительных периодов производства.

 Скважины Платформы показывают более типичные радиальные гомогенные восстановление. Проницаемость в Платформе - умеренное 0.2 к 8 мд со средним приблизительно в 2 мд.

 

 Различия в построения  КВД между Рим/Крыла и Платформой могут быть соблюдены относительно простого измерения давления/времени в течение построения КВД. Хотя много различных кривых используются, чтобы оценить реакцию построения, значительная информация может быть получена простым обзором сырого отчета построения КВД. Различия в скважинах Рим/Крыло и Платформы могут быть просмотрены ниже в иллюстрациях 1, 2, и 3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1: Платформа скв.Т-5К. Типичное восстановление для Платформы

 

Рис. 2: Рим скв.Т-102. Типичное восстановление для Рима

 

 

Рис.3: Крыло скв.Т-10. Типичное восстановление для Крыла.

Что является очень очевидным, смотря на рисунках 1-3 так это - фундаментальное различие в начальном построения времени между скважинами Рима/Крыла и Платформы. В скважинах Рима и Крыла, произошло мгновенное построение кривой. Это особенно верно на рисунке 3 выше, которая хорошо показывает скважина T-10. Хотя, кажется, что скважина все еще восстанавливается в конце кривой, это происходит только из-за масштаба давления на левой оси. Скважина T-102 тоже быстро среагировало на восстановление давления, хотя есть сильное различие между забойного давления действующей и закрытой скважине. Это различие происходит из-за чрезвычайного сильного скин-повреждения скважины. В случае если бы скин-повреждение были бы удалены, то это скважина не производило бы без спада и выглядело бы как скважина T-10. Таблица 1 ниже – резюме проницаемости, полученной из тестов скважин Рима и Крыла.

 

 

Table 1: Permeability from Rim and Flank

Скв.	Место нахож.	Интервалы перфорации.	Интервал притока	Высота проницаемости	Проницаемость	Коментарии
		фут	фут	мд*фут	фут
T-8	Рим	1040	246	3500	14.3	Имеется двойная проницаемость.
T-10	Крыло	105	105	174803	1665	Проницаемость подсчитана путем сравнения притока и  восстановления давления.
T-16	Крыло	171	171	52887	309	Быстрое восстановление давления.
T-43	Крыло	1040	111.2	3070	27.5	Восстановления давления показывает обширное повреждение. S = 115
T-102	Рим	436.35	436.35	21253	48.75	Присутствуют сильное  повреждения skin +100.
T-104	Рим	262	262	11919	45	Skin+89

 

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

Рим и Крыло:

• Высокая проницаемость.
• Быстрое восстановление давления.
• Система имеет превосходную сообщаемость как вертикальная, так и горизонтальная.
• Стимуляционная деятельность должна сфокусироваться на удалении повреждений.
• Продолжительность тестов РТТ и SGS составляет меньше недели.

Платформа:

• Низкая и средняя проницаемость. Классическое медленное восстановления давления радиального гомогенного типа.
• Медленное и среднее восстановление давления в течении значительного закрыто периода.
• Ограниченный эффективный радиус влияния скважины.
• Высокий скин-фактор после заканчивания.
• Продолжительность тестов РТТ и SGS составляет от 1 до 2 недель.
• Стимуляционная деятельность должна иметь кислотные обработки. СКО должна увеличить продуктивность скважины.

 

2.5 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

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

 

Наименование	Количество		Интервал изменения	Среднее значение по пласту	Примечание
	сква-жин	изме-рений
1	2	3	4	5	6
Начальное пластовое   давление, МПа	22	22	77,89-85,36	82,35	Принято по завис-ти
Пластовая температура, °С	17	17	99,7-122,3	109,4	Принято по завис-ти
Геотермический градиент, °С/100м				1,86
Дебит нефти, т/сут	57	57	60-2055	788,6	На послед-нюю дату
Обводненность вес., %				0
Газовый фактор, м3/т				506,6
Удельная продуктивность,	36	36	0,000027 – 0,0374	0,0021	На послед-нюю дату
Удельная приемистость,	-	-	-	-
Гидропроводность,	39	39	38 – 316160	14824
Приведенный радиус, м	36	36	1*10-30 – 66,51	4,18
Пьезопроводность, 104м2/с	39	39	0,0000015-0,061	0,02
Проницаемость, мкм2	39	39	5*10-4 – 1,98	0,066
*Дебит газа, тыс.нм3/сут.