Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений
2.1 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского месторождения
ГДИ методом установившихся отборов проводились на скважине №60 Давыдовского месторождения (рисунок 2.1.1).
Рисунок 2.1.1 - Индикаторная диаграмма скважины №60 Давыдовского месторождения
Индикаторная диаграмма скважины №60 имеет линейный вид. Это говорит о том, что фильтрация жидкости идет по закону Дарси.
По результатам ГДИ методом установившихся отборов коэффициент продуктивности составляет 75,97м3/(сут*МПа), удельный коэффициент продуктивности - 2,97 м3/(сут*МПа*м).
ГДИ методом «подлива» были проведены на скважинах Давыдовского месторождения за период с 2000 по 2010 год. Результаты обработки полученных данных представлены в таблице 2.1.1.
Таблица 2.1.1 - Продуктивность по скважинам залежи петриковско-елецкого горизонта Давыдовского месторождения по результатам исследований методом «подлива»
№ скважины |
Залежь |
Дата |
Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа) |
Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м) |
|
34s2 |
Рtr-zd |
24.09.2006 |
12.53 |
1.57 |
|
70 |
17.10.2002 |
3.64 |
0.098 |
||
80 |
21.12.2001 |
3.13 |
0.211 |
||
82s2 |
17.11.2001 |
16.92 |
1.30 |
||
83 |
27.12.2000 |
7.43 |
0.56 |
||
104 |
21.03.2003 |
2.55 |
0.15 |
||
108 |
10.04.2003 |
0.55 |
0.037 |
По данным исследований среднее значение коэффициента продуктивности составляет 6,67 м3/(сут*МПа), удельного коэффициента продуктивности - 0,560 м3/(сут*МПа*м).
Распределение удельного коэффициента продуктивности по данной залежи представлено на рисунке 2.1.2.
Результаты исследований при неустановившейся фильтрации, получен-ные путем обработки кривых восстановления давления методом касательной, методом Хорнера, представлены по скважинам №54, 60, 87, 121 в период с 1988 по 2010 год.
По состоянию на 1 января 2011 года скважина № 87 находится в нагнета-тельном фонде, скважина №54 - переведена на лебедянский горизонт.
Распределение коэффициентов представлено на рисунках 2.1.3 - 2.1.5.
Оценить распределение коэффициентов гидро-, пьезопроводности, проницаемости не представляется возможным ввиду недостаточного количества информации [4].
Рисунок 2.1.2 - Распределение удельного коэффициента продуктивности по скважинам петриковско-задонской залежи Давыдовского месторождения
Рисунок 2.1.3 - Распределение коэффициента гидропроводности по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения
Рисунок 2.1.4 - Распределение коэффициента пьезопроводности по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения
Рисунок 2.1.5 - Распределение коэффициента проницаемости по скважинам Давыдовского месторождения
На межсолевой залежи Давыдовского месторождения проводились гидродинамические исследования с замером давлений глубинными манометрами за период 2000-2010 годов. В таблице 2.1.2 представлены результаты исследования по добывающему фонду скважин.
Таблица 2.1.2 - Результаты исследования скважин залежи нефти петриковско-елецкого горизонта Давыдовского месторождения
№ скв. |
Рпл тек, Мпа |
Рпл нач, МПа |
Изм-е Рпл отн. Рпл нач, % |
Изм-е Рпл за 2000-2010гг. % |
|
16s2 |
17,35 |
31,7 |
-45.27 |
-21,40 |
|
17 |
13,81 |
-56.44 |
29,50 |
||
33 |
12,55 |
-60.41 |
-24,40 |
||
34s2 |
15.27 |
-51.8 |
- |
||
35 |
25,76 |
-18.74 |
- |
||
55 |
10,7 |
-66.25 |
-21,00 |
||
56 |
10,16 |
-67.95 |
1,00 |
||
57 |
10,34 |
-67.38 |
-35,70 |
||
58 |
19,92 |
-37.16 |
- |
||
62 |
17,32 |
-45.36 |
-13,10 |
||
65 |
13,88 |
-56.21 |
-41,10 |
||
66 |
15,8 |
-50.16 |
- |
||
68 |
15,62 |
-50.73 |
13,10 |
||
69 |
15,08 |
-52.43 |
- |
||
70 |
15,1 |
-52.37 |
- |
||
82s2 |
11,72 |
-63.03 |
-61,30 |
||
83 |
16,36 |
-48.39 |
-41,10 |
||
84 |
18,03 |
-43.12 |
- |
||
85 |
15,81 |
-50.13 |
- |
||
86 |
15,97 |
-49.62 |
63,80 |
||
88 |
19,3 |
-39.12 |
- |
||
89 |
11,83 |
-62.68 |
-4,90 |
||
90 |
21,08 |
-33.50 |
31,20 |
||
91 |
24,48 |
-22.78 |
23,30 |
||
95 |
21,51 |
-32.15 |
-4,40 |
||
99 |
13,63 |
-57.00 |
22,10 |
||
104 |
12,77 |
-59.72 |
-24,60 |
||
106 |
18,07 |
-43.00 |
21,90 |
||
108 |
10,15 |
-67.98 |
-44,70 |
||
9001 |
13,35 |
-57.89 |
-11,40 |
||
Ср.знач. |
15,8 |
|
-50.2 |
|
Изменение пластового давления за период 2000-2010 годов по скважинам петриковско-елецкой залежи Давыдовского месторождения представлено на рисунке 2.1.6.
Рисунок 2.1.6 - Изменение пластового давления по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения с 2000 по 2010 год
Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда представлены в таблице 2.1.3. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 39,7 МПа.
Таблица 2.1.3 - Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда межсолевой залежи Давыдовского месторождения
№ скв. |
Дата |
Рпл тек, МПа |
|
53 |
14.09.2010 |
41,07 |
|
59 |
14.09.2010 |
44,33 |
|
63 |
14.09.2010 |
33,91 |
|
67 |
13.09.2010 |
38,17 |
|
79 |
13.09.2010 |
40,19 |
|
87 |
13.09.2010 |
41,16 |
|
100 |
15.09.2010 |
39,0 |
|
110 |
20.08.2009 |
40,41 |
|
111r |
14.09.2010 |
39,33 |
|
Ср.знач. |
39,73 |
По результатам исследований, проведенных на межсолевой залежи Давыдовского месторождения, можно сделать следующие выводы:
1. По результатам ГДИ методом «подлива» коэффициент продуктивности изменяется в пределах от 0,02 (скважина №55) до 1,77 м3/(м*сут*МПа), среднее значение составляет 0,38м3/(м*сут*МПа). Максимальный удельный коэффициент продуктивности отмечается по скважине №121, минимальный - по скважине № 55 Давыдовского месторождения.
2. По результатам ГДИ методом неустановившихся отборов среднее значение удельного коэффициента продуктивности составило 2,73м3/(м*сут*МПа), коэффициента гидропроводности - 50,88 мкм2*см/(мПа*с), коэффициента пьезопроводности - 1758,24см2/с, проницаемости - 4,76*10-2 мкм2. Гидропроводность пласта для скважины №121 равна 1.342 мкмІ*см/мПа*с, проницаемость - 0.00156 мкм2.
По значению проницаемости пласт является низкопроницаемым.
3. По скважинам добывающего фонда Давыдовского месторождения наблюдается падение пластового давления. По состоянию на 1 января 2011 года среднее пластовое давление по данной залежи составляет 15,8 МПа, что на 50% ниже начального пластового давления. По скважинам №16s2, 33, 55, 57, 62, 65, 82s2, 83, 89, 95, 104, 108, 9001 отмечается падение пластового давления, по скважинам №17, 34, 56, 68, 86, 90, 91, 99, 106 - рост пластового давления.
4. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 39,7 МПа.
Подводя итоги нужно отметить, что снижение пластового давления по данной залежи свидетельствует о недостаточной эффективности системы поддержания пластового давления.