Обработка результатов гидродинамических исследований скважин Хасырейского месторождения

1.

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Филиал Ухтинского государственного технического университета
в г. Усинске, УФ УГТУ
Кафедра гуманитарных, естественнонаучных и общепрофессиональных
дисциплин
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ХАСЫРЕЙСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Выполнил:
Крупенев И.Д.
ст. гр. НГД – 19оз
Руководитель: Каменских С.В.
Усинск
2024 г.

2.

Цель: обработка результатов гидродинамических исследований
скважин, выполненных в процессе эксплуатации скважин
для Хасырейского месторождения
Задачи:
• собрать геолого-промысловый материал по месторождению;
• анализ выполнения решений проектного документа,
сопоставление проектных и фактических показателей разработки;
• литературный обзор методов гидродинамических исследований
скважин;
• интерпретация результатов гидродинамических исследований
скважин на неустановившихся режимах фильтрации;
• выдача рекомендаций по увеличению продуктивности скважин на
основании результатов исследований, а также по их количеству.
2

3.

Схема структурного районирования северовосточной части Тимано-Печорской плиты
3

4.

Литолого-стратиграфический разрез
Хасырейского месторождения
4

5.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов
нижнедевонской залежи Хасырейского
месторождения
Общая пустотность,
%
№№
скв.
Проницаемость,
10-3 мкм2
Нефтенасыщенность,
%
среднее
предел
среднее значение
значение колпредел
изменени
кол-во
во
изменения
я
определений
определений
Предел
изменения
среднее
значение колво
определений
2
6,0-10,8
8,2/6
1,33-95,74
16,18/6
нет данных
нет данных
32
5,7-14,2
8,4/8
1,43-39,4
14,53/3
15,0-68,84
37,73 13
35
4,7-7,4
5,8/15
1,24-36,41
8,75/15
нет данных
нет данных
43
4,3-9,3
6,2/7
2,39-106,19
23,11/7
нет данных
нет данных
45
4,8
4,8/1
68,83
68,83/1
нет данных
нет данных
46
8,2-28,4
14,9/7
1,0-17,03
5,31/7
5
5,34-68,06
38,5 9
Примечание
керн
предварительно
отнесен к D1

6.

Физико-химическая характеристика разгазированной
нефти
Нижнедевонские отложения (D1)
Наименование
Диапазон
изменения
Среднее значение
Плотность при 20°С, кг/м3
при 30 °С
при 50 °С
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, 0С
Температура плавления парафина, °С
серы
смол силикагелевых
Асфальте нов
парафинов
Температура начала кипения °С
до 100 °С
до 150 °С
до 200 °С
до 250 °С
до 300 °С
858 - 880
17,1 - 40,5
(расчет)
(расчет)
(+3) - (+22)
51 - 58
0,53 - 0,82
5,9 - 14,7
07 - 2,6
8,3 - 11,8
42 - 68
2,0 - 6,0
8,5 - 15,0
18,0 - 24,0
23,5 - 32,0
34,5 - 46,5
862
24,7
15,55
242
18
54,5
0,68
9,90
2,5
10,2
48
5,0
13,0
21,0
28,5
41,5
6

7.

Геологический профиль Хасырейского
месторождения
В 2011 году в виду значительных отклонений по добыче нефти от
проектных уровней было составлено «Дополнение к технологической
схеме разработки Хасырейского месторождения».
Основные проектные решения сводились к следующему:
‒ система разработки площадная схема размещения скважин;
‒ рядная внутриконтурная система поддержания пластового давления;
‒ бурение добывающих и нагнетательных скважин.
Актуализированный новый проектно-технологический документ в
2016 году не представлен, т.к. составляет коммерческую тайну
предприятия.
7

8.

Динамика проектных показателей разработки
Фонд
скважин
Добыча, тыс. т
5000
60
54
55
55
55
55
55
55
55
55
55
54
4500
53
52
51
50
46
4000
3500
40
Текущая добыча нефти, тыс. т
34
3000
Текущая добыча жидкости, тыс. т
Фонд добывающих скважин
2500
30
Фонд нагнетательных скважин
25
2000
18
1500
18
1000
18
18
18
18
18
18
18
18
18
19
20
21
22
14
9
10
11
500
0
20
8
3
0
0
2002
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Годы
8

9.

Теоретические основы гидродинамических
исследований скважин на нестационарных режимах
Билогарифмический график – это обычный график в декартовых координатах X=Ln(t);
Y=ln(((Pi+1)-Pi)/(ln(ti)-ln(ti-1))), где Р – давление на забое, t - время от остановки скважины.
Необходимо по интервалу радиальной
фильтрации, выделенному на билогарифмическом
графике, провести прямую линию и определить ее угол
наклона и отрезок, отсекаемый на оси Y (ΔP ).
Далее производится расчет фильтрационных
параметров пласта по формулам:
9

10.

Обработка результатов ГДИ скв. 5018 Хасырейского
месторождения
Скв. 5018, которая бурением вскрыла небольшую толщину пласта 4,9 м и
имеет ухудшенные коллекторские свойства, которые обусловлены
расположением ее забоя у границы замещения пласта.
Исходные данные для обработки КВД по скв.5018
Параметр
Значение
Глубина замера, м
1819,3
Дебит жидкости, м3/сут
3,4
Радиус скважины, м
0,073
Объемный коэффициент нефти
1,317
Динамическая вязкость в пластовых условиях, мПа·с
0,75
Эффективная толщина пласта, м
4,9
Коэффициент пористости, доли единиц
0,139
Коэффициент сжимаемость жидкости , 1/МПа·10-4
15,4
Коэффициент сжимаемость породы , 1/МПа·10-4
3,60
10

11.

Обработка результатов ГДИ скв. 5018 Хасырейского
месторождения
Билогарифмический график скв.5018
4
3
Ln(P')
3
2
2
1
Участок
нулевого
наклона
1
0
-1
-1
7
8
9
10
11
Ln(t)
Билогарифмический график
11
12
13
14

12.

Обработка результатов ГДИ скв. 5018 Хасырейского
месторождения
Обработка КВД методом касательной скв.5018 (радиальная модель пласта)
9,0
y = 0,1713x + 5,4158
R² = 0,9994
8,0
Р(t)-P0, МПа
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
0
2
4
6
Ln(t)
8
12
10
КВД
12
14
Линейная (Ряд2)
16

13.

Расчет фильтрационных параметров скв. 5018
Хасырейского месторождения
Проницаемость пласта рассчитывается по формуле:
k=0,00287 мкм2
Скин-эффект при обработке КВД методом касательной рассчитывается по формуле:
S=1,2
Дополнительный перепад давления, возникающий вследствие загрязнения призабойной зоны :
дополнительный перепад давления, вследствие скин-эффекта 4,1 бар
Коэффициент эффективности притока, представляющий собой отношение фактического дебита скважины
к потенциальному:
коэффициент эффективности притока = 0,946
Потенциальный дебит равен:
потенциальный дебит составляет = 3,6 м3/сут
13

14.

Выводы и рекомендации
1) На основании выполненного исследования по скв. 5018 ухудшенные коллекторские свойства
пласта подтверждаются низкой проницаемостью пласта k=0,00287 мкм2, полученной по
результатам регистрации КВД от 12-25.01.2019 г.;
2) С геологической точки зрения низкая проницаемость скважины объясняется расположением ее
забоя у границы пласта, т.е. близкой к границе замещения коллекторов плотными
непроницаемыми породами;
3) Фактический дебит qфакт=3,4 м3/сут по скв.5018 складывается из потенциального дебита
скважины 3,6 м3/сут и дополнительного снижения дебита нефти на 0,2 м3/сут вследствие
положительного (+1,2) скин-фактора удаленной зоны пласта и как результата дополнительных
фильтрационных сопротивлений 0,41 МПа;
4) С целью увеличения продуктивности по скв. 5018 рекомендуется выполнить гидравлический
разрыв пласта;
5) В дальнейшем рекомендуется продолжить снятие кривых восстановления давления с целью
определения фильтрационных параметров пласта, а также скин-фактора от которого напрямую
зависит текущий дебит скважины;
6) Количество исследований и их периодичность подробно указана в действующем проектном
документе на разработку месторождения;
7) Динамика фильтрационных характеристик позволит оперативно воздействовать на призабойную
зону скважин и оперативно контролировать их продуктивность.
14

15.

Спасибо за внимание!
15