Гидродинамические

исследования скважин на

месторождении Тенгиз

Студент: Джатыков Т.Е. 05B070800 Нефтегазовое дело Руководитель К.т.н., ассистент-профессор Джиембаева К.И.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

АО «Казахстанско-Британский технический университет»

Кафедра Нефтегазовой инженерии

Алматы, 2010

ОБЗОРНАЯ КАРТА

Структурная карта месторождения Тенгиз

Фланг

Рим

Платформа

Геологическая часть Геологический профиль месторождения Тенгиз

Технологическая часть

Анализ результатов ГДИС

• МУО – метод установившихся отборов

• КВД - Pressure Transient Test (PTT)

• Production Logging Tool (PLT)

• Импульсные исследования:

– гидропрослушивание (Pulse Test);

– исследование на интерференцию скважин (Interference Test).

ГДИС в системе ППД

• Проведение импульсного теста (при ЗСГ)

526

527T-5246 PDG (ref)

Test Design 1 (act)

Pre

ss

ure

[b

ara

]

-1E-3

0

1E-3

Pre

ss

ure

(d

eri

va

tiv

e)

[ba

r/h

r]

0

250

500

750

Ra

te [

m3

/D]

Su

rro

un

din

g W

ell

Q [

m3

/D]

09-Jan-2005 26-Jan-2005 12-Feb-2005 01-Mar-2005 18-Mar-2005

Pressure [bara], [bar/hr], Liquid Rate [m3/D], Downhole Rate [m3/D] vs Time [ToD]

542.4

542.8

T-5044 PDG (ref)

Test Design (act)

Pre

ssur

e [b

ara]

-1E-3

0

1E-3

Pre

ssur

e (d

eriv

ativ

e) [b

ar/h

r]

250

500

750

Rat

e [m

3/D

]R

ate

[m3/

D]

19-Jan-2005 04-Feb-2005 20-Feb-2005 08-Mar-2005 24-Mar-2005

Pressure [bara], [bar/hr], Liquid Rate [m3/D], Downhole Rate [m3/D] vs Time [ToD]

558

560

562

T-5646 PDHPG (act & ref)

Pre

ss

ure

[b

arg

]

-0.002

0

Pre

ss

ure

(d

eri

va

tiv

e)

[ba

r/h

r]

0

500

1000

Ra

te [

m3

/D]

21-Oct-2004 02-Dec-2004 13-Jan-2005 24-Feb-2005 07-Apr-2005

Pressure [barg], [bar/hr], Liquid Rate [m3/D] vs Time [ToD]

ГДИС для определения эксплуатационных

характеристик скважин

• Проведение гидродинамических расчетов

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 200 400 600 800 1000 1200 1400Дебит нефти, т/сут

Заб

ой

но

е д

авл

ени

е, М

Па

Ру=8 МПа Ру=10 МПа Ру=15 МПаРу=20 МПа Ру=27 МПа Кпр=7,9т/сут/МПаКпр=20 т/сут/МПа Кпр=50 т/сут/МПа Кпр=100 т/сут/МПаКпр=300 т/сут/МПа Кпр=500 т/сут/МПа Кпр=800 т/сут/МПаКпр=1500 т/сут/МПа

ГДИС при СПСП

• Проект закачки сточных вод газоперерабатывающего завода

Горный отвод

Расположение скважин

187

188

189

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

-1000

-500

History plot (Pressure [bara], Liquid Rate [m3/D] vs Time [hr])

Software – Kappa Engineering Saphir

Результаты ГДИС

Местоположение Проницае

мость,

10-3 мкм2

Проводим

ость,

10-3

мкм2*м

Продукт

ивность,

м3/сут/М

Па

Скин-

фактор

Средние значения по платформе 1.69

449.9 87.1 Для каждой

скважины

отдельные

значения

Средние значения по борту

1052.0 54735.4 877.4 Для каждой

скважины

отдельные

значения

Средние значения по склону

125.7 7469.1 464.7 Для каждой

скважины

отдельные

значения

Средние значения по месторождению 316.7 16477.4 377.0 Для каждой

скважины

отдельные

значения

Специальная часть

Данные полевых

исследований

Интерпретация на ПО

Получение результатов

ГДИС

Выбор метода воздействия

на ПЗП

Оценка экономической рентабельности

Saphir, Emeraude

IPM Prosper S, kh

+ Q

• Скважина Х

– PLT данные – (закрытая скважина)

Emeraude

Qt, м3/д

Поинтервальный

приток, %

132.63

-47.90

-144.24

52.10

• Скважина Х

– PLT данные – (открытая скважина)

Emeraude

Qt, м3/д Поинтервальный

приток, %

901.36 33.29

40.60 1.50

1765.32 65.21

612

616

620

00:00:00 05:00:00 10:00:00 15:00:0015.11.2005

0

1000

2000

History plot (Pressure [bara], Liquid Rate [m3/D] vs Time [hr])

-4 -3.5 -3 -2.5 -2 -1.5 -1 -0.5

618

619

620

621

622

623

Semi-Log plot: p [bara] vs Superposition time

1E-4 1E-3 0.01 0.1 1 10

0.1

1

10

Log-Log plot: dp and dp' [bar] vs dt [hr]

График зависимости давления и дебита

Полулогарифмический график давления от времени

Логарифмический график давления и времени

Интерпретация на Saphir

Название Значение

Выбранная модель Опция модели Standard Model Скважина Storage + Скин Резервуар Однородный Граничные условия Бесконечный P@dt=0 616.786 бар

Pi 623.238 бар

РЕЗУЛЬТАТЫ C 0.108 м3/бар

Pi 623.238 бар

k.h 14800 мД.м

k 22.5 мД

Полученные результаты

интерпретации КВД

скважины Х

Интерпретация на IPM Prosper

Характеристические кривые работы скважины Х

Корреляция реальных данных к возможным теоретическим

Скин : 17

Дебит нефти 3635,5 (м3/д)

Скин : 5,34

Дебит нефти 3925,7 (м3/д)

Скин : 0

Дебит нефти 3988,5 (м3/д)

Скин : -4

Дебит нефти 4084,1 (м3/д)

IPM Prosper результаты

Охрана труда и техника

безопасности

Охрана окружающей среды

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

ко

ли

честв

о в

ыб

ро

со

в З

В,

то

нн

/го

д

Тверд

ые

вещ

ества

Сернисты

й

анги

дрид

Серовод

ород

Окись

угл

ерод

а

Окисл

ы а

зота

(в п

ересчете

на N

O2)

Угл

евод

ород

ы

Прочие

1-ое полугодие 2008 года 1-ое полугодие 2009 года

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

Ba BeCd

Co C

rCu

H2S M

nM

o Ni

Pb Sr

Сул

ьфаты

нефте

продук

ты TiZn Fe

Sn

1 п/г 2008 года 1 п/г 2009 года ПДК

Экономическая часть

Если текущий S = 5.34 Если текущий S = 17 Если до S = 0 Если до S = -4 Если до S = 0 Если до S = -4

Дополнительный приток ΔQ1

= 62,8 т/д

Дополнительный приток ΔQ2 = 158,4 т/д

Дополнительный приток ΔQ1= 353 т/д

Дополнительный приток ΔQ2 = 448,6 т/д

Дополнительная прибыль П1

= 29516 $/д

Дополнительная прибыль П2 = 74448 $/д

Дополнительная прибыль П1 = 165910 $/д

Дополнительная прибыль П2 = 210842 $/д

Окупаемость N1 дн = 39 дней

Окупаемость N1 дн = 16 дней

Окупаемость N2 дн = 7 дней

Окупаемость N2 дн = 5,5 дней

ВЫВОДЫ

1. Рассмотрены все виды гидродинамических исследований, проводимых на месторождении Тенгиз

2. Изучены результаты, полученные с помощью ГДИС (проницаемость, продуктивность, скин-фактор, и др.)

3. Оценен эффект воздействия потенциальной солянокислотной обработки на скважину Х на основе гидродинамических исследований и анализов

4. Показана эффективность использования ГДИС как метода оценки состояния забоя скважины и работы пласта