Гидродинамические исследования скважин и пластов

 

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) на месторождении проводятся с целью контроля динамики пластовых и забойных давлений в зоне отбора и закачки, изменения продуктивности, дебитов и обводненности скважин.

Измерения дебитов скважин и обводненности продукции на месторождении проводятся по всему действующему фонду скважин в среднем с периодичностью 1 раз в 6-10 сут. Определение пластового давления осуществляется в остановленных добывающих и нагнетательных скважинах, в скважинах пьезометрического фонда (который по состоянию на 01.01.2000 насчитывает 648 единиц), а также в действующих добывающих и нагнетательных скважинах путем глубинных замеров. Охват пробуренного фонда замерами пластового давления составляет по пластам от 70 до 90%. По данным замеров ежеквартально строятся карты равных пластовых давлений.

Забойные давления замеряются в действующих добывающих и нагнетательных скважинах с периодичностью приблизительно 2 раза в год. Охват действующего фонда замерами забойных давлений составляет по пластам от 70 до 85%.

Значения коэффициентов продуктивности определялись по данным исследований на стационарных режимах фильтрации: по фонтанным скважинам - методом установившихся отборов, по механизированному фонду - методом прослеживания уровня. Индикаторные диаграммы имеют в целом прямолинейный характер.Коэффициенты проницаемости и гидропроводности определены по кривым восстановления давления (КВД) и кривым восстановления уровня (КВУ). На КВД и КВУ, как правило, выделяется один прямолинейный участок, что характерно для коллекторов порового типа. Текущие величины коэффициента продуктивности по всем объектам приблизительно на 20% ниже уровня начала 80-х гг. Это связано с ухудшением общей структуры запасов нефти на месторождении в процессе его разбуривания и эксплуатации после составления технологической схемы 1983 года. Произошло значительное расширение площади нефтеносности объектов в основном за счет краевых зон, участков с малыми нефтенасыщенными толщинами и низкой проницаемостью.

Необходимо отметить, что охват площади нефтеносности продуктивных пластов гидродинамическими исследованиями достаточно равномерен. Кроме того, более тщательно (с более высокой частотой и "плотностью" замеров) исследуются опытные участки по применению новых технологий (в частности, физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, которые с середины 90-х гг. достаточно широко внедряются на месторождении). Среднее за последние 5 лет по пласту АС_5-6 давление в зоне отбора составляет, как и по вышезалегающему объекту, 19.5 МПа, в зоне закачки – 22.7 МПа. Текущее пластовое давление в среднем по пласту равно 20.1 МПа, что практически соответствует начальному (19.9 МПа). С 1995 года пластовое давление снижено на 1 МПа, что, в комплексе с эффектом от физико-химических МУН (закачка полимерных растворов) позволило снизить среднюю обводненность по пласту с 88% в 1994 г. до 84% в 1997 г. Среднее давление нагнетания воды – 11.4 МПа. Значение продуктивности по данным ГДИС – 18 т/(сут×МПа) проницаемости – 0.19 мкм² (в технологической схеме – 0.18 мкм²).

Выводы по подразделу

1. Проводимые на месторождении гидродинамические исследования скважин позволяют в целом контролировать изменение гидродинамических характеристик пластов и скважин и являются достаточно надежной базой для обоснования проектных решений по месторождению.

2. Значения продуктивности, полученные по данным исследований скважин на стационарных (индикаторные кривые) и нестационарных (КВД, КВУ) исследований, по большинству объектов месторождения (АС₄, АС_5-6, БС₈, БС_10мон, БС_10тсп) ниже, чем было обосновано гидродинамическими исследованиями в технологической схеме 1983 года. Это связано с ухудшением структуры запасов нефти на месторождении в процессе его разбуривания и эксплуатации. Вместе с тем, они выше (за исключением объектов БС_10мон и БС_10тсп) принятых для проектирования в технологической схеме.

3. На данной стадии разработки целесообразно сохранение существующей направленности исследовательских работ на месторождении, когда основное внимание направляется на участки, требующие более тщательного изучения (опытные участки по применению физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи, зоны с отстающей выработкой запасов и т.д.). Безусловно, при этом не должно допускаться снижение общего охвата фонда скважин гидродинамическими исследованиями по контролю разработки пластов.

 

 

Список используемой литературы

 

1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации

нефтяных месторождений, Добыча нефти. Под ред. Ш. М. Гиматудинова.

М. Недра 1983 г.

 

2. Технология и техника добычи нефти. В. И. Щуров, М. Недра. 1984 г.

 

3. Спутник нефтяника и газовика. Н. Г. Середа и др., М. Недра. 1986 г.

 

4. Проект разработки Мамонтовского месторождения. СибНИИНП. Тюмень. 1994 г.

 

5. Комплексный анализ эффективности работ СП Самотлор Панканадиен Фракмастер Сервисиз по гидроразрыву пласта.

 

6.

7. Годовой отчет НГДУ «Мамонтовнефть» за 1999 год о состоянии охраны труда,

техники безопасности и охраны окружающей среды.