Федеральное государственное бюджетное образовательное
Учреждение высшего профессионального образования
«Астраханский государственный технический университет»
Разработка и предоставление образовательных услуг в области среднего, высшего и дополнительного профессионального образования,
послевузовского образования; воспитательная и научно-исследовательская работа сертифицированы DQS и ГОСТ Р по ISO 9001:2008
Институт нефти и газа
РЕФЕРАТ
по дисциплине «Комплесное исследование продуктивных пластов и скважин»
Изучение эксплуатационных характеристик пластов
Выполнила:
Студент 2 курса
Дммн-11 группы
Бекоев С.В.
Проверила:
Доц. Калашник Ж.В.
Астрахань – 2016
Оглавление
Введение. 2
Изучение эксплуатационных характеристик пласта. 4
Выделение интервалов притока (поглощения) 4
Определение профиля притока и профиля приемистости. 9
Выявление обводненных интервалов и установление источника обводнения. 11
Вывод. 14
Список литературы: 15
Введение
Нефтяная промышленность является ключевой составляющей экономики России, оказывающая огромное влияние на формирование бюджета страны и её экспорт.
Непрерывный рост в потребности нефти привел к бурному развитию нефтяной промышленности. Однако, состояние ресурсной базы, в следствии отсутствия естественного воспроизводства, а так же вступления большинства нефтяных месторождений в завершающую стадию разработки, которая характеризуется активным протеканием процессов реструктуризации запасов, привело к выявлению наиболее острых проблем на сегодняшний день. В связи с этим в области разработки нефтяных месторождений наиболее актуальными являются задачи:
· увеличить нефтеотдачу;
· повысить эффективность методов контроля параметров нефтяных пластов.
Процессы, связанные с реструктуризацией запасов приводят к формированию трудно извлекаемых запасов, а также оказывают существенное влияние на уменьшение КИН (коэффициента извлечения нефти) активных запасов.
Технология применения бокового бурения и разработка продуктивных пластов горизонтальными стволами скважин отвечает самым высоким требованиям эффективности и экологичности, является одним на наиболее перспективных методов повышения КИН. Она позволяет увеличить дебиты скважин в 3-5 раз, а КИН довести до 70-80 %.
Необходимыми первоочередными задачами при планировании мероприятий являются:
· определение текущего энергетического состояния пласта;
· определение профиля притока;
· определение технического состояния притока.
Оценка текущего энергетического состояния пласта включает в себя:
1. определение гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, коэффициент продуктивности, гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор);
2. определение дебитов по КП (кривая притока) и ДУ (динамический уровень).
Определение гидродинамических параметров пласта осуществляется обработкой данных КИД (кривая изменения давления), после создания депрессии на пласт, где наиболее распространенным методом является компрессирование, и закрытии скважины на КВД.
Изучение эксплуатационных характеристик пласта.
При исследовании эксплуатационных характеристик продуктивного пласта решаются следующие задачи:
· определение интервалов притока и поглощения жидкости;
· определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
· выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения;
· определение энергетических параметров пласта.
Данные задачи могут решаться при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае используется комплекс методов, включающий методы термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии, шумометрии и метод меченого вещества.
Выделение интервалов притока (поглощения)
Все пласты, против которых фиксируется приток (приемистость) по данным дебитометрии расходометрии, считаются отдающими (поглощающими). Нижняя граница притока (приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии, механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих (поглощающих) пластов.
Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой термодебитомера. 1 – работающие участки пласта; 2 – неработающие участки пласта; 3- профиль притока флюида; 4 – вода; 5 – нефть.
Пороговая чувствительность термодебитомера выше пороговой чувствительности механического расходомера. В частности, термодебитомер способен обнаружить притоки и при капельном истечении нефти в воду. При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине заполнен осадком, выделение нижней границы притока затруднено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, соответствующей началу притока флюида в скважину.
Для выявления отдающих (поглощающих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии и расходометрии, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенные в действующей и затем остановленной на короткое время скважине.
Оптимальное время остановки скважины выбирается на основании опыта работ на месторождении по исследованию стабилизации температуры в кровле (для эксплуатационной скважины) или подошве (для нагнетательной скважины) перфорированного интервала. При отсутствии таких сведений измерения проводятся через сутки после остановки скважины. Записывается основная и контрольная термограммы. Исследуются интервал перфорации, ближайшие неперфорированные пласты и примыкающие к ним перемычки.
Следует отметить, что интервалы приемистости на термограммах действующих нагнетательных скважин отмечаются лишь в благоприятных случаях (высокая удельная приемистость интервала на фоне низкой суммарной приемистости скважины, небольшое время работы скважины, интервалы приемистости расположены на достаточно большом удалении друг от друга). Поэтому исследования в действующих нагнетательных скважинах проводятся в основном для выделения нижней границы интервала приемистости и установления затрубной циркуляции в нижележащий пласт, не вскрытый перфорацией.
При выявлении отдающих пластов в эксплуатационной и
пластов, поглощающих воду, в нагнетательной скважине геотерма сопоставляется с термограммой, записанной в остановленной скважине, находящейся в режиме теплового равновесия.
Совмещение температурных кривых производится в интервалах неискаженного естественного теплового поля в зумпфе скважины.
Обработка и интерпретация материалов исследований выполняются в следующем порядке:
1. По данным промыслово-геофизических методов устанавливаются границы перфорированных пластов и пластов-коллекторов ниже интервала перфорации. Отмечаются интервалы перфорации.
2. По термограмме определяются границы притока флюида из верхних перфорированных пластов и места негерметичности колонны выше интервала перфорации, руководствуясь следующими соображениями:
· интервалы поступления флюида из пластов характеризуются резко увеличенным значением градиента температур (угла наклона термограммы к оси глубин) по сравнению с перемычками, что обусловлено калориметрическим смешиванием притекающего из пласта флюида с восходящим потоком;
· градиент температур в перемычках между пластами в зависимости от дебита и длительности работы скважины может быть равным нулю, постоянным или слабо меняться с глубиной, а в интервалах неоднородных пластов он может существенно меняться с глубиной и в отдельныхпропластках уменьшаться до нуля (в однородных пластах градиент температуры постоянен).
Поэтому границы притока флюида из верхних перфорированных пластов устанавливаются по точкам перегиба термограммы, соответствующим переходу от слабоменяющегося (в перемычках) к резкоменяющемуся участку градиента температур (в неоднородном пласте) и к участку большого градиента (в однородных пластах).
Аналогично устанавливается и верхняя граница притока из нижнего перфорированного пласта.
Выделение притока в подошве нижнего перфорированного пласта в общем случае представляет собой сложную задачу, решаемую лишь при комплексной интерпретации данных термометрии и методов, предназначенных для исследования дебита и состава смеси в стволе скважины. При обработке термограммы против нижнего перфорированного пласта по резкому приращению температуры устанавливается подошва отдающего интервала, соответствующая нижней границе притока в полностью вскрытом пласте.
Положительная величина приращения температуры в подошве нижнего отдающего интервала указывает на дросселирование по пласту жидкости (нефти или воды), отрицательная - на дросселирование газа или на прорывзакачиваемых вод с температурой ниже пластовой.
При наличии затрубной циркуляции, а также в случае поступления флюида в скважину из мест негерметичности колонны, расположенных ниже интервала перфорации, дроссельный эффект в подошве нижнего перфорированного пласта может и не проявляться на термограмме. В этом случае границы притока из перфорированного нижнего пласта устанавливаются так же, как и для верхних пластов.
При выделении интервалов притока в нижнем перфорированном пласте следует помнить, что в не полностью вскрытом пласте на термограмме подошва отдающего интервала может не соответствовать нижней границе притока. Как правило, величина приращения температуры ∆Т в отдающем интервале, не вскрытом перфорацией, ниже по сравнению с ∆Т в интервале притока, а термограмма в подошве нижнего перфорированного пласта в этом случае имеет характерный вид «ступеньки».
Обработка термограмм, записанных в действующей нагнетательной скважине, в основном сводится к определению нижней границы интервала приемистости скважины по резкому приращению температуры в подошве нижнего принимающего пласта. Положение этой границы ниже интервала перфорации указывает на затрубную циркуляцию воды в нижележащие пласты, либо на негерметичность колонны ниже интервала перфорации.
На практике задача выделения интервалов притока(поглощения) решается комплексным методом. В эксплуатационной скважине для решения этой задачи используются и данные методов исследования состава смеси в стволе скважины.
Пример
