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