Исследование скважин группы Б-4

К группе Б-4 относятся скважины, эксплуатирующие газоконденсатные и нефтяные залежи в одну лифтовую колонну (на многопластовых месторождениях) или вскрывшие газоконденсатную и нефтяную части массивной залежи. Исследование таких скважин проводится в основном для определения доли нефти в продукции скважины, чтобы получить данные для списания запасов нефти.

Этой же методикой можно пользоваться для определения доли нефти (или конденсата) в продукции морского промысла, когда разработка газоконденсатных и нефтяных пластов осуществляется самостоятельными сетками скважин, а транспорт продукции нефтяных и газоконденсатных скважин на берег с морских эстакад производится общим коллектором.

Метод заключается в следующем: из скважины, вскрывшей только нефтяную залежь, отбирается нефть (7-8 л); из скважины, вскрывшей газоконденсатную залежь, отбирается конденсат (7-8 л). Пробы из обеих скважин отбираются при близких термобарических условиях. При таких же условиях отбирается проба жидкости из скважины, эксплуатирующей совместно газоконденсатную и нефтяную залежи.

В лабораторных условиях готовятся смеси нефти и конденсата в соотношениях 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 95% масс нефти. Определяются физико-химические характеристики этих смесей, а также физико-химические характеристики чистого конденсата, чистой нефти и углеводородной жидкости из скважины, дренирующей газоконденсатную и нефтяную залежи.

По результатам анализов строятся графики зависимости полученных характеристик от концентрации смеси (см. рис. 34-38). Сравнивая физико-химические показатели углеводородной жидкости из скважины, дренирующей газоконденсатную и нефтяную залежи, с графиками, определяется концентрация нефти в углеводородной жидкости.

Пробы углеводородной жидкости необходимо отбирать не менее чем на трех режимах работы скважины во время исследования, чтобы при изменении режима эксплуатации скважины можно было прогнозировать изменение содержания нефти в продукции скважины.

С падением давления в газоконденсатной залежи изменяются свойства конденсата. Поэтому через определенный интервал времени необходимо заново делать эталонные смеси нефти с конденсатом и строить новые графики зависимости физико-химических характеристик от концентрации нефти в смесях.

При падении давления в газоконденсатной залежи меньше чем на 0,5 МПа свойства конденсата меняются настолько мало, что сравнимы с погрешностью используемых методов лабораторных анализов.

В период постоянной добычи на месторождении темп падения пластового давления составляет примерно 0,6 МПа/год при хороших ФЕС коллектора. Отсюда следует, что строить эталонные кривые следует не чаще одного раза в год. Если темп падения пластового давления больше 0,6 МПа, то строить эталонные кривые необходимо при падении пластового давления на 0,6-1,0 МПа.

Методика исследования разведочных скважин, в продукции которых замечена нефть, описана в главе 3, п.2.