Клуб исследователей скважин Институт нефтегазового бизнеса Л. Г. Кульпин Проектирование и гидродинамические исследования реальных горизонтальных скважин
Основная формула для расчета изменения давления Р в точке наблюдения на расстоянии r при пуске и остановке источника возмущения пуск остановка Формула В. Н. Щелкачева (1959 г. )
Время, необходимое для получения информации об особенностях зоны дренирования скважин по КВД Л. Г. Кульпин Б. С. Капцанов 1987 г. Т – время работы скважины до остановки t – время восстановления давления R – радиус исследуемой области в окрестностях скважины c – коэффициент пьезопроводности Условный «радиус зоны влияния скважины» - формула Э. Б. Чекалюка (1950 г. )
СОПОСТАВЛЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА РАССТОЯНИИ 500 м ОТ ПЕРЕМЕННОГО ИСТОЧНИКА ВОЗМУЩЕНИЯ ПРИ ПУЛЬСИРУЮЩЕМ (q=86 м 3/сут) И СРЕДНЕМ ПОСТОЯННОМ ДЕБИТЕ (q=52 м 3/сут) ПРИ НИЗКИХ (kh/m=50 Дсм/с. Пз; c=10000 см 2/с) И ВЫСОКИХ (kh/m=500 Дсм/с. Пз; c=100000 см 2/с) ЗНАЧЕНИЯХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ 1 - импульсная работа скважины при низких (а), и высоких (б) параметрах пласта; 2 - работа со средним дебитом при низких (А), и высоких (Б) параметрах пласта
ООО «НИПИморнефть» Автоматизированный комплекс по интерпретации КВД и КПД «ИНТЕРПРЕТАТОР-М» Свидетельство об официальной регистрации № 2003610163 в РОСПАТЕНТе СХЕМЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ВЫБОРА МОДЕЛИ ПЛАСТА И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАДИЦИОННЫХ И ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ Условнооднородный пласт Трещиноватопористый пласт или многопластовая система Пласт с ухудшенной прискважинной зоной Экранированные пласты ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ: ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, СКИН-ЭФФЕКТ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ВРЕМЯ ЗАПАЗДЫВАНИЯ ПЕРЕТОКОВ “БЛОКИ-ТРЕЩИНЫ” ИЛИ МЕЖДУ ПЛАСТАМИ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, РАДИУС ЗОНЫ НЕОДНОРОДНОСТИ, КОЭФФИЦИЕНТ НЕОДНОРОДНОСТИ, СКИН-ЭФФЕКТ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ГЕОМЕТРИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЭКРАНИРОВАНИЯ, УГОЛ РАСТВОРА КЛИНА, РАССТОЯНИЕ ДО ГРАНИЦ, РАССТОЯНИЕ ДО ТОЧКИ ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГРАНИЦ
Кравцовское (Д-6) месторождение на шельфе Балтийского моря Недропользователь: ООО «Лукойл-Калининградморнефть» Авторы проектов: ОАО «ВНИПИморнефтегаз» (г. Москва) ООО «Лукойл-Волгоград. НИПИморнефть» (г. Волгоград) ООО «НИПИморнефть» (г. Москва) Начало разработки – 2004 г. Проект 16 горизонтальных 1 вертикальная скважина Извлекаемые запасы 7 млн. т На 1 ноября 2007 г. отобрано 2, 1 млн. т
ОАО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» ОАО «ВНИПИморнефтегаз» Обзорная схема района работ
КРАВЦОВСКОЕ (Д-6) МЕСТОРОЖДЕНИЕ СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ КЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЛЕДОСТОЙКАЯ СТАЦИОНАРНАЯ ПЛАТФОРМА ООО «НИПИморнефть» ООО «Волгоград. НИПИморнефть»
ОАО "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть" Месторождение Кравцовское (Д-6). Схематический разрез продуктивного горизонта Є2 по линии I-I (Ю-С)
Сводная таблица результатов интерпретации газогидродинамических исследований cкважин месторождения Д-6 с использованием программных средств "Интерпретатор-м" и "Режим"
ОАО "ВНИПИморнефтегаз" Месторождение Кравцовское (Д-6) Гидродинамическая эффективность горизонтальных скважин по методикам: кривые 1, 4, 7 - Трофимова; 2, 5, 8 - Джоши-Григулецкого-Никитина; 3, 6, 9 - Бабу-Оде
СХЕМАТИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ СЕЧЕНИЙ ЗОН ДРЕНИРОВАНИЯ с установившимся водяным валом в области горизонтальной скважины для математической модели Бабу и Оде горизонтальной скважины для математической модели Джоши
ООО «Лукойл-Калининградморнефть» ОАО «ВНИПИморнефтегаз» Кравцовское морское месторождение (Д-6) Оценка высоты подъема водяного вала в зависимости от местоположений, дебитов и длин горизонтальных участков скважин Местоположение Средний дебит скважин, Высота подъема водяного вала, м 3/сут Длина горизонтального участка ствола, м Сводовая часть 450/400 300 14/12, 4 Крыльевые зоны и периклинали 150 300 9 Сводовая часть 600 450 13 Крыльевые зоны и периклинали 200 450 8 Сводовая часть 650 600 11 Крыльевые зоны и периклинали 225 600 7 м
ООО «Лукойл-Калининградморнефть» ООО «НИПИморнефть» Кравцовское месторождение (Д-6) Исходные данные для расчета ожидаемых реакций наблюдательных скважин при гидропрослушивании Таблица 1 Номера скважин Расстояние между скважинами*, м kh/m, Д ∙см/с. Пз æ, см 2/с Дебит возмущающей скважины № скв. Средние дебиты, м 3/сут нефти воды жидкости Обводн. , % Давление на устье, атм. Июнь 2005 г. Возмущающая скважина 2 Наблюдательные скважины Таблица 2 675 835 3000 500 700 453, 1 0, 0 453, 1 0 36, 0 6 276, 0 0, 0 276, 0 0 45, 0 8 1 5 324, 7 0, 0 324, 7 0 46, 0 10 90, 2 83, 2 173, 4 48 82, 0 18 248, 0 0, 0 248, 0 0 47, 0 5 1325 849 1887 500 700 6 1950 835 3000 500 700 8 1200 1088 7253 500 700 5 463, 3 0, 0 463, 3 0 35, 3 10 660 835 3000 500 700 6 280, 4 0, 0 280, 4 0 44, 0 8 328, 7 0, 0 328, 7 0 41, 8 18 725 827 4135 500 700 10 81, 7 90, 7 172, 4 52, 6 81, 7 18 245, 0 0, 0 245, 0 0 44, 7 1 407, 1 0, 0 407, 1 0 42, 2 Июль 2005 г. *- под расстоянием между скважинами понимается расстояние между серединами горизонтальных участков скважин
ООО «НИПИморнефть» ООО «Лукойл-Калининградморнефть» Кравцовское месторождение Расчет ожидаемых реакций наблюдательных скважин 1, 5, 6, 8, 10, 18 при пуске скв. 2 в течение 10 суток (дебит 500 м 3/сут) скв. 18 скв. 1 скв. 8 скв. 10 скв. 5 скв. 6
ООО «НИПИморнефть» ООО «Лукойл-Калининградморнефть» Кравцовское месторождение. Скважина 1 Результаты интерпретации кривой реагирования скважины 1 на пуск скважины 2 методом совмещения расчетных кривых с фактической с 27. 08 по 07. 09. 2005 г. Параметры расчета Квадратичносовмещённая с фактической кривая 2 Кривые, разошедшиеся с фактической при заниженных параметрах кривая 4 при завышенных параметрах кривая 3 гидропроводность kh/μ (Д*см/с. Пз) 1440 1150 1730 пьезопроводность æ, (см 2/с) 18750 16800 20500 Кривые 1 и 5 - фактическое изменение давления (скв. 1) и дебита (скв. 2)
ООО «НИПИморнефть» ООО «Лукойл-Калининградморнефть» Кравцовское месторождение. Скважина 18 Результаты интерпретации кривой реагирования скважины 18 на пуск скважины 2 методом совмещения расчетных кривых с фактической с 27. 08 по 07. 09. 2005 г. Параметры расчета Квадратичносовмещённая с фактической кривая 2 Кривые, разошедшиеся с фактической при заниженных параметрах кривая 4 при завышенных параметрах кривая 3 гидропроводность kh/μ (Д*см/с. Пз) 960 810 1210 пьезопроводность æ, (см 2/с) 18850 16350 21900 Кривые 1 и 5 - фактическое изменение давления (скв. 18) и дебита (скв. 2)
ООО «Лукойл-Калининградморнефть» ООО «НИПИморнефть» Кравцовское (Д-6) месторождение Результаты интерпретации кривых реагирования наблюдательных скважин 1, 6 и 18 на пуск скв. 2 с дебитом 400 м 3/сутки (27. 08 - 7. 09. 2005 г. ). Метод совмещения расчётных с фактическими 1. Изменение давления на наблюдательных скважинах 2. Результаты расчетов фильтрационных параметров Скважины kh/μ, æ, Д·см/с. Пз см 2/с 1 1440 18750 6 450 18800 18 960 18850 18 (КВД) 830 4135 5 (КВД) 848 1887 8 (КВД) 1087 7253
ООО «НИПИморнефть» ООО «Лукойл-Калининградморнефть» Месторождение Кравцовское Результаты интерпретации КВД в горизонтальной скважине № 8, с использованием программного средства «Интерпретатор-М» (Средний кембрий, эффективная длина горизонтального участка ствола 201 м)
ООО «НИПИморнефть» Схема притока к горизонтальной скважине: а) радиальный приток в крест простирания при влиянии кровли пласта; б) смешанный радиальный приток в) радиальный приток параллельно напластованию и границе
ОАО «Калининграднефть» ООО «НИПИморнефть» Месторождение Ново - Серебрянское Схема размещения пробуренных скважин на карте по кровле среднего кембрия
Исходные данные для расчета ожидаемых реакций наблюдательных скважин при гидропрослушивании Таблица 1 Таблица 2 ; Qi – среднее значение дебита возмущающей скважины в интервале времени ti-1 t ti; Qo = 0; to = 0 χ=
ООО «НИПИморнефть» Ново-Серебрянское месторождение Расчет ожидаемых реакций наблюдательных скважин 11, 12, 15, 17 при остановке скважины 14 (дебит 27 м 3/сут)
ООО «НИПИморнефть» ОАО «Калининграднефть» Ново-Серебрянское месторождение. Скважина 11 Результаты интерпретации кривой реагирования скважины 11 на остановку скважины 14 методом совмещения расчетных кривых с фактической Параметры расчета Квадратичносовмещённая с фактической кривая 2 Кривые, разошедшиеся с фактической при заниженных параметрах кривая 3 при завышенных параметрах кривая 4 гидропроводность kh/μ (Д*см/с. Пз) 67, 6 53 83, 2 пьезопроводность æ, (см 2/с) 7879 6060 9697 Кривые 1 и 5 - фактическое изменение давления (скв. 11) и дебита (скв. 14)
ООО «НИПИморнефть» ОАО «Калининграднефть» Ново-Серебрянское месторождение. Скважина 15 Результаты интерпретации кривой реагирования скважины 15 на остановку скважины 14 методом совмещения расчетных кривых с фактической Параметры расчета Квадратичносовмещённая с фактической кривая 2 Кривые, разошедшиеся с фактической при заниженных параметрах кривая 3 при завышенных параметрах кривая 4 гидропроводность kh/μ (Д*см/с. Пз) 64, 2 53, 5 74, 9 пьезопроводность æ, (см 2/с) 5176 4314 6039 Кривые 1 и 5 - фактическое изменение давления (скв. 15) и дебита (скв. 14)
ООО «НИПИморнефть» ОАО «Калининграднефть» Ново-Серебрянское месторождение Кривые изменения давления и дебита на скв. 14 при её остановке с 15 по 20 ноября 2004 г.
ООО «НИПИморнефть» ОАО «Калининграднефть» Результаты интерпретации данных реагирования скважин 11, 12, 15, 17 на остановку с 14 по 19 декабря 2004 года скв. 14 (дебит 22 м 3/сутки) методом совмещения расчётных кривых с фактической на Ново-Серебрянском месторождении 1. Изменение давления на наблюдательных скважинах скв. 12 2. Результаты расчетов фильтрационных параметров Скважины kh/μ, æ, Д·см/с. Пз см 2/с 11 67, 6 7879 скв. 17 12 41, 6 6333 скв. 11 15 64, 2 5176 17 38, 4 6952 14 (КВД) 81, 1 1689 скв. 15
ООО «НИПИморнефть» ОАО «Калининграднефть» Месторождение Ново-Серебрянское Результаты интерпретации КВД в горизонтальной скважине № 12, с использованием программного средства «Интерпретатор-М» (длина горизонтального участка ствола 50 м)
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ВАРАНДЕЙ-МОРЕ 1 в Печорском море вариант разработки скважинами с берега (ЗАО «АРКТИКШЕЛЬФНЕФТЕГАЗ» проект ООО «НИПИморнефть» )
СХЕМА РАЗРАБОТКИ ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ в Печорском море с платформы «Севмаш» ЗАО «СЕВМОРНЕФТЕГАЗ»
ГП-К «Арктикморнефтегазразведка» ВНИПИморнефтегаз Месторождение Приразломное в Баренцевом море Преобразованные КВД в поисковой скв. 1 до и после проведения воздействия на призабойную зону. Интерпретатор- М Результаты расчета параметров Дебит, м 3/сут До воздействия После воздействия Kh/m, Д·см с. Пз æ, см 2 с Радиус ухудш. призаб. зоны, м Коэфф. неоднородности 50 81 130 2, 9 10, 2 ~400 135 364 0, 3 3, 5
СТАДИЯ I ПРОЕКТА “САХАЛИН 1” 0 5 10 Километры Одопту Продукция к береговым объектам подготовки нефти и газа в заливе Чайво Береговые объекты Подготовки Ни. Г в Чайво Аркутун. Даги Буровая «Ястреб» Нефтепровод в Де-Кастри Буровая “Орлан” Chayvo Чайво Скважина Z-5 Z-6 Z-4 ZG-1 ZG-2 Z-3 Z-1 Z-2 Общая длина ствола 9, 2 9, 4 10, 2 10, 5 10, 9 11, 0 11, 1
ВЫЯВЛЕНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ МАЛОАМПЛИТУДНОГО ОТВЕТВЛЯЮЩЕГО СБРОСА В РАЙОНЕ СКВ. 88; 96. КАЛУЖСКОЕ ПХГ ПС «Интерпретатор-М» ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ И ГЕОМЕТРИИ ПЛАСТА ПРИ ИЗВЕСТНОМ ПОЛОЖЕНИИ ОСНОВНОГО СБРОСА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КВД В СКВ. 88 МЕТОДОМ СОВМЕЩЕНИЯ РАСЧЕТНОЙ КРИВОЙ С ФАКТИЧЕСКОЙ Бурением скв. 96 сброс был подтвержден – фактическая КВД; – расчетная КВД, совмещенная с фактической Место заложения разведочной скв. 96 определено по данным пьезометрии скв. 88. В результате наличие и положение ответвляющего сброса подтверждено. Это позволило существенно увеличить емкость Калужского ПХГ.
ГП-К «Арктикморнефтегазразведка» ВНИПИморнефтегаз Мурманское морское месторождение Определение фильтрационных и геометрических параметров газоносного пласта с использованием программного средства «Интерпретатор – М» Результаты интерпретации КВД Участок залежи экранирован тектоническим сбросом (по данным сейсмики). КВД интерпретирована как полубесконечная полоса
ПО «Уренгойгазпром» Тюмен. НИИГИПРОГаз ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ СЕНОМАНСКОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ УРЕНГОЙСКОГО ГКМ В РАЙОНЕ КУСТА № 18 МЕТОДОМ СОВМЕЩЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ КРИВЫХ С ФАКТИЧЕСКОЙ КРИВОЙ РЕАГИРОВАНИЯ СКВ. 183 НА ОДНОВРЕМЕННЫЙ ПУСК И ОСТАНОВКУ СКВ. 181, 182, 184, 185 Расстояние между скважинами – 70 м Средний дебит каждой скважины – 2 млн. м 3/сут 1 – период работы группы скважин; 2 – фактическая кривая реагирования скв. 183; 3 – расчетная кривая, совмещенная с фактической; 4 – интервалы перфорации скважин Результаты расчетов: kh/μ= 1100 Д см/с. Пз; c=2, 1× 104 см 2/с
«СОЮЗБУРГАЗ» ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ГРАНИЦ И КОНТУРА ПИТАНИЯ ЛИНЗОВИДНОГО ПЛАСТА НА ЩЕЛКОВСКОЙ ПЛОЩАДИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КВД В СКВАЖИНАХ 1, 83, 93 СОПОСТАВЛЕНИЕ КОНТУРА ПЕТИНСКОГО ПЕСЧАНИКА, ПОСТРОЕННОГО ПО ГЕОЛОГИЧЕСКИМ ДАННЫМ И В РЕЗУЛЬТАТЕ ОБРАБОТКИ КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВ. 1, 83, 93 1 - геологические данные; 2 - скважины, КВД в которых обрабатывалось методом совмещения; 3 - прочие скважины на петинский песчаник; Границы песчаника по данным скв. 1 (4), скв. 83 (5), скв. 93 (6) СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО ПОДОШВЕ ПЕТИНСКОГО ПЕСЧАНИКА 1 - контур петинского песчаника; 2 - изогипсы по подошве петинского известняка; 3 - скважины, пробуренные на петинский песчаник; 4 - скважины, пробуренные на низлежащий горизонт ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА ОГРАНИЧЕННОСТИ ПЛАСТА И РАССТОЯНИЙ ДО ГРАНИЦ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КВД МЕТОДОМ СОВМЕЩЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ КРИВЫХ С ФАКТИЧЕСКИМИ Исходные данные: q=142 м 3/сут; Т=18 сут; hэф. =10, 5 м; m=1 СПз; b*=2. 24 x 10 -4/МПа Результаты: kh/m=700 Д см/с. Пз; c=3. 4 х10 -4 см 2/с; а= b=160 м; с=1300 м Исходные данные: q=90 м 3/сут; Т=7 сут Результаты: kh/m=327 Д см/с. Пз; c=1. 38 х10 -4 см 2/с; а= 130 м; b=250 м; c=1700 м Исходные данные: q=140 м 3/сут; Т=2. 2 сут Результаты: kh/m= 660 Д см/с. Пз; c=2, 6 х10 -4 см 2/с; а= 200 м; b=260 м; с=170 м Кривые: - преобразованная фактическая; - совмещенная с фактической при использовании модели полубесконечной полосы; - разошедшаяся с фактической при использовании модели бесконечной полосы; - то же для прямоугольного пласта
ЛИТЕРАТУРА 1. В. Н Щелкачев. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме, М. , Гостоптехиздат, 1959 г. 2. Басович И. Б. , Капцанов Л. Г. , Кульпин Д. Л. Методические основы и принципы построения математического и программного обеспечения комплексной обработки результатов гидродинамических исследований скважин на ЭВМ. -Сб. научн. тр. ВНИПИморнефтегаз, изд. ВНИИОЭНГ. -М. , 1990, стр. 126 – 137. 3. Кульпин Л. Г. , Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. - М. , Недра, 1974. 4. Капцанов Б. С. , Кульпин Л. Г. , Симонова Г. М. Оценка необходимого времени работы скважин при замере восстановления давления в пластах, осложненных границами. Технология и техника создания ПХГ в пористых средах. Сб. тр. ВНИИГаз, М. , 1987, стр. 218 – 222. 5. Кульпин Л. Г. , Бочаров Г. В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин. Нефтяное хозяйство, № 10, М. , 2001, стр. 60 -62. 6. Кульпин Л. Г. , Автоматизированный выбор скважин для мероприятий по оптимизации и интенсификации добычи. IT – решения в нефтегазовой отрасли, спец. прил. к журналу «Нефть и капитал» , № 6, М. , 2002, стр. 78 -81. 7. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153 -39. 0109. 01. Минэнергетики РФ, М. , 2002 г. 8. Кульпин Л. Г. , Акопян Р. А. , Кутычкин Б. К. , Таныгин И. А. , Хубльдиков А. И. Горизонтальные скважины: проектирование и исследования. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 3, 2005 г. , стр. 4 -9
Скачать презентацию Клуб исследователей скважин Институт нефтегазового бизнеса Л Г
КульпинЛ.Г. 21-11-2007.ppt