Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 [ 137 ] 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

улучшения фильтрационных характеристик скважин проводимый на месторождении комплекс интенсификационных и водоизоляционных работ, а также повторная или дополнительная перфорация. Из 57 скважин, где такие работы были проведены в 1993-1994 гг., только в 13 скважинах (202, 206, 314, 405, 415, 428, 601, 131, 317, 605, 818, 1033, 1039) отмечено улучшение фильтрационно-емкостных свойств.

При этом наиболее отрицательно влияет на продуктивную характеристику использование глинистого раствора в качестве задавочной жидкости. В таких скважинах, как правило, очистка призабойных зон во времени охватывает период до 3 - 5 лет.

Результаты специальных газодинамических исследований по определению профиля притока показывают, что существенных изменений в положении работающих интервалов в процессе разработки не происходит.

Наиболее типичны при этом результаты газодинамического каротажа по СКВ. 212, 319 и 603.

В СКВ. 212 по данным первого замера ГДК выделяются три работающих интервала: 1137,0-1146,0; 1152,0-1158,0 и 1163,2-1164,2 м.

Верхний работающий интервал четко прослеживается на всех замерах, нижний маломощный интервал прекратил работу при следующем исследовании. На 14.06.83 был отмечен рост столба жидкости, частично перекрывшего средний работающий интервал, толщина которого сократилась с 6 до 4 м. Во всех исследованиях фиксируется наличие песчано-глинистой пробки, верхняя граница которой во времени не изменяется и совпадает с нижними перфорационными отверстиями. В скв. 319 во всех замерах выделяется один работающий интервал 1159,0-1168,0 м толщиной 9 м, отмечается наличие песчано-глинистой пробки и столба воды в стволе скважины.

Газоотдающими являются пласты, характеризующиеся максимальными фильтрационно-емкостными свойствами.

В СКВ. 603 методами газодинамического каротажа выполнено шесть исследований в течение 8 лет. Во всех замерах уверенно выделяется верхний работающий интервал 1118,0-1124,0 м, границы которого не изменяются во времени. Второй газоотдающий интервал до проведения капитального ремонта в феврале 1987 г. также имел постоянные границы 1129,4 - 1134,6 м, а после капитального ремонта газоотдающая толщина уменьшилась на 1 м. В этой скважине при освоении не включались в работу пласты с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, перекрытые песчано-глинистой пробкой. Не работают также пласты в верхней части разреза в интервале 1109,0-1118,0 м, где фильтрационно-емкостные свойства резко ухудшены по сравнению с нижней частью пласта. Для подключения этой части разреза в работу необходимо было провести мероприятия по интенсификации притока, в частности дополнительную перфорацию в газовой среде.

Обобщение результатов исследований эксплуатационных скважин методами газодинамического каротажа позволило сделать следующие основные выводы:

1) при эксплуатации скважин в течение 20 и более лет разработки профили притока газа во времени практически не изменяются (если в скважинах не проводились ремонтные работы). Газ в скважину поступает из интервалов, освоенных в начальный период эксплуатации;

2) интервалы притока находятся в пределах перфорированных тол-

щин, а их доля от общей толщины прострела колеблется от 10 до 70 %. Продуктивность и границы работающих интервалов определяются коллекторскими свойствами пластов;

3) по данным расходометрии в большинстве остановленных скважин перетоков не отмечается.

Анализ текущего состояния эксплуатации

Разбуривание сеноманской залежи Медвежьего месторождения началось на УКПГ-2.

В южной зоне месторождения (УКПГ-1 - УКПГ-4) бурились одиночные скважины, расстояние между которыми составляло 0,7 - 1,7 км. Исключением были два экспериментальных куста из пяти скважин (на УКПГ-1 и УКПГ-4). Начиная с УКПГ-5 осуществлялось кустовое разбуривание с тре-мя-четырьмя вертикальными скважинами и расстоянием между кустами 0,9 - 2,5 км. Всего в настоящее время на месторождении работает 79 кустов, в том числе по УКПГ:

УКПГ-1 - 8 кустов; УКПГ-7 - 8 кустов;

УКПГ-4 - 9 кустов; УКПГ-8 - 16 кустов;

УКПГ-5 - 5 кустов; УКПГ-9 - 24 куста;

УКПГ-6 - 7 кустов; УКПГ-2 - 2 куста.

Из 473 пробуренных на 01.01.95 скважин наблюдательных и пьезометрических - 90, эксплуатационных - 383, в том числе действующий фонд составляет 341, т.е. на шесть скважин меньше, чем на 01.01.94, что связано с увеличением количества скважин, простаивающих из-за высокого давления в коллекторе (скв. 521-524, 416, 617, 723, 425-427, 137, 139, 308, 810, 311), находящихся в капитальном ремонте или в ожидании его. В 1994 г. наметилась тенденция снижения коэффициента использования скважин, причем наиболее значительная на УКПГ-5, 7 и 8.

В настоящее время завершилось эксплуатационное разбуривание сеноманской залежи. Однако темп ввода дополнительного фонда отставал от проектного.

Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами, установленными первоначально по результатам исследований разведочных скважин и впоследствии подтвержденными данными по эксплуатационному фонду. Так, в период 1973-1974 гг. газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн. м/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт от 1,5 до 2,5 кгс/см (0,147 - 0,245 МПа). Продолжительное время фактические рабочие дебиты превышали проектные, а в начальный период достигали 1,5 - 2,0 млн. MVcyr. С выходом месторождения на проектный уровень годовой добычи дебиты скважин постепенно приближались к проектным значениям. В настоящее время ежегодный темп падения дебитов составляет 30 - 40 тыс. м/сут, что вызвано уменьшением энергетического запаса залежи и началом периода падающих отборов. Тем не менее в целом продуктивная характеристика остается достаточно высокой, так как около 34 % действующего фонда работает с дебитами, достигающими 500 тыс. м/сут и более. На 5-10 % эксплуатационных скважин текущие рабочие дебиты составляют 250 - 500 тыс. MVcyr. Лишь 16,7 % имеют текухцую продуктивность менее 250 тыс. м/сут из-за высоких давлений в межпромысловых коллекторах, влияния пластовой и конденсационной воды и невысоких

коллекторских свойств вскрытого продуктивного разреза. Текущий характер распределения продуктивности по площади газоносности показывает, что лучшими добывными возможностями характеризуется район УКПГ-9, где 43 % скважин имеют дебиты от 500 тыс. м/сут и выше, против 4 % на УКПГ-7.

С различными дебитами работают 43 эксплуатационные скважины, переключенные с одной УКПГ на другую для обеспечения равномерной нагрузки на систему подготовки и компримирования газа.

Средний дебит двух скважин этой категории (скв. 318, 319) на всем протяжении их подключения к УКПГ-2 остается значительно выше, чем по фонду скважин УКПГ-З. На УКПГ-4 и 8 наблюдается обратная картина. Здесь средняя продуктивность переключенных скважин не менее чем на 50 % меньше оставшихся, а на УКПГ-1 изменения в продуктивности переключенных скважин не наблюдается.

Данное обстоятельство является не столько следствием схемы переключения скважин, сколько результатом их размещения на периферии эксплуатационного поля в зонах пониженных эффективных мощностей и коллекторских свойств продуктивных отложений.

Результаты газодинамических исследований и фактические геолого-промысловые данные показывают, что дебиты этой категории скважин составляют 41,1-76,3 % от среднего дебита основного фонда соответствующего УКПГ (табл. 4.1).

Тем не менее ввод дополнительных скважин способствовал увеличению годовой добычи на УКПГ-4 и замедлению темпов ее падения на других УКПГ.

Кроме отмеченных факторов, текущая продуктивность действующего фонда зависит от качества цементирования эксплуатационных колонн, а также от интенсивности водо- и пескопроявлений. Так, из общего фонда по данным акустического цементомера (АКЦ) невысокое качество цементирования отмечено в 131 скважине (или в 35 % скважин), в том числе по

УКПГ-1 - 17 СКВ.; УКПГ-6 - И скв.;

УКПГ-2 - 1 СКВ.; УКПГ-7 - 9 скв.;

УКПГ-4 - 16 СКВ.; УКПГ-8 и 8а - 11 скв.;

УКПГ-5 - 13 СКВ.; УКПГ-9 - 53 скв.

Неблагоприятная картина характеризует УКПГ-9, где имеется максимальное число скважин с невысоким качеством цементирования. Здесь же промысловыми исследованиями установлено наличие 10 скважин с повышенным водным фактором.

В большинстве этих скважин отмечено плохое или частичное сцепление цементного камня с колонной при расстояниях нижних отверстий перфорации до текущего газоводяного контакта от 9 (скв. 1004) до 61 м (СКВ. 923).

Таблица 4.1

Сопоставление среднего дебита основного и дополнительного фонда скважин, введенных в период 1000-1005 гг.