Читайте также:
|
Всего на месторождении по состоянию на 01.09.2009 проведено 157 газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации, в том числе по годам: 2006 г. – 19 исследований, 2007 г. – 23 исследования, 2008 г. – 32 исследования (две скважины дважды) и 2009 г. семь исследований.
В 2008 году по пласту ПК1 проведено пять исследований, по пласту АУ7 – одно исследование, по пласту БУ1-2 – 13 исследований (скв.215-дважды), в том числе по трем скважинам, вышедших из бурения (скв. 202, скв.204, скв. 215) и по пласту БУ8-9 – 13 исследований скважин (скв.317 – дважды), из которых семь скважин вышедших из бурения (скв.301, 305, 306, 311,317, 318, 319), как приведено в Геологическом отчете [10]. В 2009 году по пласту АУ7 проведено одно исследование (скв.270), по пласту БУ1-2 три (скв.205, 206, 207), по пласту БУ8-9 – три (скв.313, 316, 319).
Газодинамические исследования проводились на основе «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [11] по стандартной методике на стационарных режимах фильтрации с замерами устьевых параметров. Основной особенностью проведения газодинамических исследований скважин на Юрхаровском месторождении является фактическое отсутствие проведения глубинных замеров давления при высоких дебитах газа, поэтому по большинству исследований пластовые и забойные давления получены пересчетом через неподвижный столб газа в затрубном пространстве. При обработке данных исследований скважин для каждого режима рассчитывалась скорость движения газа у башмака НКТ, определялись коэффициенты гидравлического сопротивления труб. Для каждой скважины определялся свободный и абсолютно свободный дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления, а также проницаемость призабойной зоны. Ниже приведен анализ результатов исследований скважин за 2008 г.
Пласт ПК1. По данным исследований эксплуатационных скважин величины фильтрационных коэффициентов изменялись в следующих пределах:
«а» от 0,13·10-2 (скв.109) до 1,17·10-2 МПа2 сут/тыс.м3 (скв.107);
«b» от 0,00006×10-2 (скв.110) до 0,00269·10-2 (МПа сут/тыс.м3)2 (скв108).
Средневзвешенные по дебиту при среднегодовой депрессии на пласт 0,157 МПа коэффициенты фильтрационного сопротивления составили:
«а» = 0,29·10-2 МПа2·сут/тыс.м3;
«в» = 0,000247·10-2 (МПа·сут/тыс.м3)2.
Расчетный дебит средней скважины равен 727 тыс.м3/сут.
Пласт АУ7 . Проведено одно газодинамическое исследование. Коэффициенты фильтрационного сопротивления равны:
«а» = 0,61·10-2 МПа2·сут/тыс.м3;
«в» = 0,000240·10-2 (МПа·сут/тыс.м3)2.
Расчетный дебит средней скважины при среднегодовой фактической депрессии на пласт 0,392 МПа составил 1452 тыс.м3/сут.
Пласт БУ1-2 . По результатам исследований величина фильтрационного коэффициента «а» изменяется от 0,05·10-2 (скв. 204) до 1,37·10-2 ×МПа2·сут/тыс.м3 (скв. 209). Величина фильтрационного коэффициента «в» изменяется от 0,00001·10-2 (скв. 205) до 0,00165 (МПа·сут/тыс.м3)2 (скв. 210). Средневзвешенные по дебиту при среднегодовой фактической депрессии на пласт 0,47 МПа коэффициенты фильтрационного сопротивления составили:
«а» = 0,222·10-2 МПа2·сут/тыс.м3
«в» = 0,000112·10-2 (МПа·сут/тыс.м3)2.
Расчетный дебит средней скважины равен 3272 тыс. м3/сут.
Пласты БУ8-9. По результатам исследований величина фильтрационного коэффициента «а» изменяется от 0,64·10-2 (скв. 318) до 34,50·10-2 ×МПа2·сут/тыс.м3 (скв. 314). Величина фильтрационного коэффициента «в» изменяется от 0,00062·10-2 (скв. 306) до 0,34088 (МПа·сут/тыс.м3)2 (скв. 313). Средневзвешенные по дебиту при среднегодовой фактической депрессии на пласт 6,25 МПа коэффициенты фильтрационного сопротивления составили:
«а» = 6,34·10-2 МПа2·сут/тыс.м3;
«в» = 0,00618·10-2 (МПа·сут/тыс.м3)2.
Расчетный дебит средней скважины составил 1883 тыс. м3/сут.
В таблицах 3.16-3.17 представлены результаты газодинамических исследований скважин за 2008 - 2009 гг. (см. также приложение Д), а на рисунке 3.14 приведена динамика средневзвешенных по дебиту при фактической депрессии на пласт коэффициентов фильтрационного сопротивления. Таким образом, по результатам анализа исследований подтверждается проектная продуктивность залежей.
На рисунке 3.15 показано ранжирование скважин по предельно-допустимым дебитам, отражающим их продуктивную характеристику. Выявлена зависимость дренируемых запасов газа от продуктивности скважин (рисунок 3.16).
Таблица 3.16 – Результаты обработки ГДИ по состоянию на 1.09.2009 г
Продолжение таблицы 3.16
Окончание таблицы 3.16
Таблица 3.17 – Текущие добывные возможности скважин
Рисунок 3.14 – Динамика фильтрационных коэффициентов
Рисунок 3.15 – Распределение эксплуатационных скважин по продуктивности
Рисунок 3.16 – Зависимость дренируемых запасов газа от продуктивности скважин
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 233 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Динамика пластового давления | | | Гидродинамические исследования разведочных скважин |