Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

курсовая работа

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.

Делись добром ;)