Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

В фонтанных скважинах исследования проводились по методу установившихся отборов со снятием кривой восстановления давления, в нефонтанных скважинах - по методу прослеживания кривой притока.

Значения гидропроводности для  удаленной зоны пласта, полученные при обработке КВД, приняты для построения карт гидропроводности пластов Бб₂ - для всей залежи и Т - для изученной части залежи. При помощи карт получены средневзвешенные значения гидропроводности. После этого рассчитывалась средняя проницаемость вышеуказанных пластов по известной формуле, в знаменатель которой введен коэффициент вскрытости пластов (отношение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, вскрытой перфорацией, к общей эффективной нефтенасыщенной толщине), с использованием средних значений динамической вязкости нефти и средневзвешенных эффективных нефтенасыщенных толщин тех частей залежей, для которых построены карты гидропроводности. В пластах Тл_2-а и Мл средние значения гидропроводности и проницаемости получены путем определения среднеарифметических величин для зоны дренажа исследованных скважин.

 

Пласт Тл_2-а

 

Гидродинамические исследования в  колонне проводились в скв. 535 и 548, а также в процессе бурения  в скв. 507, 532 и 533 пласт опробован пластоиспытателем.

Начальное пластовое давление на глубине  ВНК, определенное как среднеарифметическое по прямым замерам в скв. 535 и 548, принято  равным 16,26 МПа , что превышает среднее  гидростатическое на 0,88 МПа. В процессе исследований в скв. 548 после отбора 30 т нефти произошло снижение пластового давления на 0,3 МПа (коэффициент истощения пластовой энергии равен 0,01 МПа/т). При дальнейшем отборе 97 т нефти снижения не зафиксировано. В скв. 535 снижения пластового давления не отмечено. Пластовые давления, полученные при испытании пласта ИПТ, имеют меньшие значения, чем в колонне: скв. 507 - 15,4 МПа, скв. 532 - 15,8 МПа, скв. 533 - 15,9 МПа, однако они

подтверждают превышение пластового давления над гидростатическим. Замеры пластовой температуры, произведенные в скв. 535 и 548, равны 27°С, что позволяет принять это величину за начальную.

Скв. 535 и 548 исследовались методами установившихся отборов (на трех режимах  каждая) и восстановления давления. Забойное давление при фонтанировании скважин максимально было снижено до 12,3 МПа в скв. 535 и до 11,6 МПа - в скв. 548. Это выше давления насыщения нефти газом (8,27 МПа) на 43-48 %. Обе индикаторные диаграммы представлены прямыми линиями , что говорит о линейном характере фильтрации жидкости в

 

пласте. Параметры  удаленной зоны пласта (УЗП), рассчитанные по КВД, показывают на улучшенные фильтрационные свойства коллектора в районе скв. 535. В скв. 535 вскрыт верхний пропласток толщиной 2 м, а в скв. 548 - два верхних (2,4 м), поэтому полученные параметры получены только для верхней части пласта.

 

Наименование	СКВ.535		СКВ.548
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	4,2		6,8
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	6,5	18,7	9,4	13,4
проницаемость, мкм2	0,181	0,520	0,226	0,321

 

На фильтрацию жидкости в районе скв. 548, вероятно, оказывает влияние (до 40 м от скважины) трещиноватость коллектора, определенная по КВД. Параметры поровой части коллектора имеют почти на порядок меньшие значения: гидропроводность - 3,6 мкм²-см/мПа-с, проницаемость - 0,087 мкм².

Несмотря на проведенную соляно-кислотную  обработку (СКО), в скв. 535 наблюдается  высокая степень закупорки призабойной  зоны пласта (П₃=2,87). Не получено ожидаемого эффекта от СКО и в скв. 548, однако здесь коэффициент закупорки имеет в два раза меньшее значение - 1,42.

Газовые факторы, замеренные в скв. 535 (41,9-44,8 м³/т), соответствуют начальной газонасыщенности нефти (43,7 м³/т), а в скв. 548 -несколько ниже - 35,4-41,1 м³/т.

Средние величины для зоны дренажа  этих скважин (в пределах верхних нефтенасыщенных пропластков) равны: гидропроводность -16,1 мкм²*см/мПа*с, проницаемость - 0,421 мкм². При этом надо учитывать, что если соотношение трещинно-порового и порового коллектора будет в пользу последнего, то можно ожидать ухудшения фильтрационных свойств коллектора.

 

 

Пласт Тл_2-б

 

Гидродинамические исследования пласта проводились в скв. 535 через колонну. Испытания пласта в процессе бурения  не проводились.

За начальное пластовое давление залежи принято пластовое давление, полученное в скв. 535 прямым замером. Его значение равно 16,26 МПа на глубине ВНК, что на 0,3 МПа превышает гидростатическое. Пластовая температура равна замеренной в скважине - 27°С.

Скважина была исследована в  марте и мае 1995 г. методом установившихся отборов (на одном режиме фонтанирования каждый раз) с последующим снятием кривой восстановления давления. Забойное давление было снижено до 13,1 и 13,8 МПа соответственно, что примерно в два раза выше давления насыщения (6,55 МПа). В процессе отбора нефти между исследованиями произошло снижение коэффициента продуктивности с 1,48 до 1,06 т/сут*МПа. Это, вероятнее всего, связано с трещиноватостыо коллектора. На ее наличие указывает то, что за пределами зоны в радиусе 29 м от скважины выявлен пласт с улучшен-

-ными фильтрационными свойствами: гидропроводность - 5,65 мкм²*см/мПа*с, проницаемость - 0,220 мкм², что почти в 10 раз превышает значения, определенные для УЗП внутри этой зоны (см. ниже).

 

Наименование	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	1,48	-
гидропроводность, мкм2 *см/мПа*с	2,3	0,65
проницаемость, мкм2	0,090	0,025

 

При освоении скважины была проведена  соляно-кислотная обработка (СКО) призабойной зоны пласта. Поскольку до обработки исследований не проводилось, улучшенное состояние ПЗП (коэффициент закупорки равен 0,28) можно в равной степени отнести как на счет СКО, так и на счет хороших коллекторских свойств.

Газовый фактор (41,6-41,7 м³/т), замеренный в ходе исследований, примерно равен

 

начальной газонасыщенности нефти (39,2 м³/т), определенной по результатам обработки глубинных проб.

Для пласта в среднем приняты  фильтрационные параметры, определенные по КВД, снятой в скв. 535 , но следует  учитывать также и возможное проявление трещиноватости, которая улучшает коллекторские свойства пласта.

 

Пласт Бб₁

 

Гидродинамические исследования пласта проводились в скв. 548 через колонну. В процессе бурения пласт не опробовался.

Начальное пластовое давление в  залежи принято равным замеренному в скважине - 16,1 МПа (табл. 3.1), что выше гидростатического на 0,5 МПа. Пластовая температура в скважине равна 29,5°С.

Скважина исследовалась методами установившихся отборов на двух режимах  фонтанирования и восстановления давления. Забойное давление максимально было снижено до 14,8 МПа, что на 83 % выше давления насыщения (8,1 МПа). Характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта является линейным, что видно по прямолинейному виду ИД.

При исследовании скважины отмечено обводнение продукции пластовой  водой, увеличивающееся с 2,7 до 5,2 % при  увеличении депрессии, несмотря на то, что расстояние от нижних дыр перфорации до ВНК составляет 5,1 м. Источник поступления воды выявить не удалось.

Поскольку из 5,2 м общей эффективной  нефтенасыщенной толщины в скважине вскрыт верхний пропласток толщиной 1,2 м, то коллекторские свойства определены только для него (см. ниже).

 

Наименование	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	13,5
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	21,6	10,7
проницаемость, мкм2	1,047	0,519

 

Обработка призабойной зоны пласта не проводилась, однако скин-эффект имеет отрицательное значение (коэффициент закупорки ПЗП равен 0,5), что, вероятно, говорит о

 

качественном  вскрытии пласта и его хороших  коллекторских свойствах.

Газовый фактор (57-58,5 м³/т), замеренный при исследованиях, оказался в 1,5 раза выше начальной газонасыщенности нефти (38,6 м³/т), определенной по глубинным пробам нефти. Возможно, что одно из значений неверно, поэтому для выяснения этого обстоятельства необходимо провести повторные замеры газового фактора и отбор глубинных проб.

Для расчетов приняты параметры удаленной зоны пласта, полученные в скважине.

 

 

Пласт Бб₂

 

Гидродинамические исследования пласта проводились в скв. 507 и 548 через  колонну. Опробование пласта пластоиспытателем  не производилось.

Начальное пластовое давление залежи, равное 16,1 МПа на глубине ВНК, рассчитано как среднеарифметическое по результатам замеров в вышеуказанных скважинах. Оно выше гидростатического на 0,3 МПа. Значения пластовой температуры, замеренные в скв. 507 и 548, отличаются - 30°С и 27°С соответственно. Поскольку непереливающая скважина 548 исследовалась непродолжительное время, возможно, что температура жидкости на забое не достигла пластового значения и поэтому замер температуры в ней отбракован. Начальную температуру пласта принимаем равной 30°С.

В скв. 507 проведен полный комплекс исследований - метод установившихся отборов на трех режимах и снятие KBД. Прямолинейный вид ИД  говорит о линейном характере фильтрации жидкости в ПЗП при снижении забойного давления до 14,1 МПа, что выше давления насыщения нефти (8,28 МПа). Газовый фактор (29,3-44,7 м³/т), замеренный при исследованиях, примерно равен начальной газонасыщенности (40,5 м³/т). По результатам обработки ИД и КВД получены нижеприведенные параметры.

 

Наименование	скв. 507		скв. 548
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	74,2		17,7
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	51,7	131,7	59,7	37,9
проницаемость, мкм2	0,796	0,691	0,714	0,453
коэффициент закупорки	0,87		0,64

 

 

В скв.548, в которой  перфорирована верхняя часть  нефтеводона-сыщенного пласта, снята кривая притока. При компрессировании получен приток нефти с пластовой водой (75 %). Обводнение скважины может объясняться образованием водяного конуса при отборе жидкости в процессе исследования, несмотря на превышение нижних дыр перфорации над ВНК на 3,2 м. Коллекторские свойства нефтенасыщенной части пласта показаны выше (в таблице).

В скв. 507 воздействие на пласт при  ее освоении не проводилось, в отличие  от скв. 548, где была проведена СКО (значения коэффициентов закупорки см. выше), однако призабойная зона пласта улучшена в обеих исследованных скважинах.

За начальные фильтрационные параметры  нефтяной части пласта приняты следующие  значения: средневзвешенная гидропроводность, рассчитанная по карте - 30,7 мкм²*см/мПа*с, средняя проницаемость, рассчитанная с учетом коэффициента вскрытости - 0,562 мкм².     

Пласт Мл

 

Изучение энергетического и  гидродинамического состояния залежи проводилось в скв. 535 и 548 при испытании их через колонну. Опробования пласта пластоиспытателем не проводились.

Начальное пластовое давление принято  равным 16,7 МПа, что выше гидростатического  на 0,7 МПа. Оно рассчитано как среднеарифметическое по значениям, замеренным в вышеуказанных скважинах, однако ввиду расхождения этих значений при вводе новых скважин следует уточнить этот параметр. В процессе исследований после отбора 57 тонн в скв. 535 и 59 тонн нефти в скв. 548 произошло снижение пластового давления на 0,17 и 0,16 МПа соответственно. Если принять средний отбор по скважине равным 58 т, то получим средний коэффициент истощения упругой энергии пласта - 0,0029 МПа/т. Факт снижения давления может указывать на слабую гидродинамическую связь нефтяной части пласта с законтурной областью. Это следует учитывать при проектировании.

Полученные значения пластовой температуры (27°С в скв. 535 и 28,5 °С в скв. 548) оказались ниже, чем в пласте Бб₁, что может быть связано с погрешностью измерений. Условно начальная пластовая температура принята равной 28,5°С, однако для уточнения информации потребуется произвести повторные замеры.

Скважины фонтанировали на трех режимах каждая. Забойное давление максимально было снижено до 12,6 МПа  в скв. 535 и до 12,9 МПа - в скв. 548, что выше давления насыщения нефти, среднее значение которого равно 7,8 МПа. Прямолинейный характер

 

индикаторных диаграмм показывает на линейную фильтрацию жидкости в  пласте. Полученные при обработке  ИД и КВД параметры пласта приведены ниже.