Изучение эксплуатационных характеристик пласта.

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