Промысловые испытания УФПК-1 проводились на 2 скважинах Возейского
месторождения ТПП”ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз”
24.04.2008г.на скважине 1 было пробурено 4 протяжённых фильтрационных
канала,глубиной 1000 мм.каждое,в пласте Р2-III на глубинах 1688м,1689м,
1690м,1691м.
01.07.2008 г. на скважине 2 было пробурено 4 протяжённых фильтрационных
канала в ранее перфорированом пласте Р2-III интервалах 1566,0 ÷ 1572,0 м
и 1576,0 ÷ 1580,0 м, на глубинах 1571 м,1577,5 м,1578 м,1579 м с выполне-
нием гидродинамических исследований до и после формирования ПФК..
Всего сформировано в каждой скважине по 4 канала диаметром 20 мм и дли-
ной 1000 мм. Суммарная площадь фильтрации 4 каналов в каждой скважине
составила 2512 см2.
В табл. 1 приведена геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Р2-III центральной верхнепермской залежи Возейского месторождения.
ГЕОЛОГО–ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ
ПЛАСТОВ Р2–III ВОЗЕЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
|
№№ п/п |
Геолого-физические показатели пласта Р2-III |
Единица измерения |
Значения показателей |
|
1 |
Средняя глубина кровли пласта |
м |
1618 |
|
2 |
Тип залежи |
|
пластовый, сводовый |
|
3 |
Тип коллектора |
|
поровый |
|
4 |
Средняя общая толщина пласта |
м |
6,7 |
|
5 |
Средняя нефтегазонасыщенная толщина пласта |
м |
2,2 |
|
6 |
Пористость |
% |
25 |
|
7 |
Проницаемость |
мкм2 |
0,760 |
|
8 |
Коэффициент песчанистости |
доли единиц |
0,35 |
|
9 |
Коэффициент расчленённости |
доли единиц |
1,35 |
|
10 |
Начальная пластовая температура |
°С |
34,3 |
|
11 |
Начальное пластовое давление |
МПа |
14,5 |
|
12 |
Вязкость нефти в пластовых условиях |
мПа·с |
112,5 |
|
13 |
Абсолютная отметка ВНК |
м |
-1433 |
|
14 |
Содержание серы в нефти |
% |
1,37 |
|
15 |
Содержание парафина в нефти |
% |
2,42 |
|
16 |
Давление насыщения нефти |
МПа |
1,6 |
|
17 |
Газосодержание |
м3/т |
3,4 |
Изменение гидродинамических показателей пласта Р2-III
при формировании протяжённых дренажных каналов в ПЗП
|
Гидродинамические показатели пласта |
Ед. измерения |
Значения показателей пласта |
Изменение показателей (+ - увеличение, - -уменьшение), % |
|
|
До формирования |
После формирования |
|||
|
Площадь фильтрации |
см2 |
|
2512 |
|
|
Забойное давление |
МПа |
12,375 |
12,665 |
+2,34 |
|
Дебит по жидкости |
м3/сут |
2,57 |
6,61 |
+239,7 |
|
Коэффициент продуктивности |
м3/сут·МПа |
0,9 |
1,2 |
+33,3 |
|
Гидропроводность |
Д·см/сПз |
0,70 |
0,89 |
+27,1 |
|
Пьезопроводность |
см2/с |
41,553 |
52,464 |
+26,3 |
|
Скин – фактор |
- |
-2,73 |
-3,05 |
-11,7 |
|
Обводнённость |
% |
62,9 |
51,6 |
-18,0 |
Испытания оценивались по результатам обработки КВУ.
В качестве критериев оценки приняты:
- пластовое давление;
- коэффициент продуктивности;
- пьезопроводность;
- «скин – эффект»;
- обводнённость добываемой нефти (см табл. 2).
Из таблицы видно, что после формирования протяжённых фильтрационных
каналов в ПЗП отмечается положительная динамика по всем гидродинамическим
показателям пласта Р2-III.
Таким образом, на основании проведённых промысловых исследований на
скважине 2 Возейского месторождения, установлено следующее:
- разработанная новая техника для без перфораторного способа вторичного
вскрытия продуктивных пластов обеспечивает формирование протяжённых
фильтрационных каналов из эксплуатационных колонн диаметром 168, 146 мм
в щадящемрежиме длиной 1000 мм и диаметром 20 мм.
Технология формирования без перфораторным способом протяжённых
фильтрационных каналов в ПЗП позволяет:
- существенно улучшить гидродинамическое совершенство вскрытия
продуктивных пластов;
- полностью исключить импульсную деформацию эксплуатационной
колонны и разрушение заколонного цементного камня.
