Комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований на примере нефтегазоконденсатного месторождения пао «газпром нефть»

Алан-э-Дейл       27.08.2022 г.

1.3 Технологические схемы вызова притока и ГДИ

В качестве рабочего агента используется азот или другой инертный газ. При проведении ГДИ выполняют кратковременное или длительное возмущение пласта, после чего скважину останавливают на регистрацию КВД. Основные этапы производства работ включают: закачку газа в затрубное пространство (реже трубное), сопровождающуюся оттеснением жидкости из колонны в НКТ и частично в пласт и ростом забойного давления; затем при оттеснении уровня жидкости до пусковой муфты (или первой, далее второй и третьей пусковых муфт) происходит прорыв газа в НКТ, газирование и понижение плотности жидкости.

По технологической схеме с кратковременным возмущением пласта («мгновенной депрессии») после оттеснения жидкости до определенной глубины или прорыва газа через пусковую муфту или воронку НКТ производится открытие затрубного пространства и стравливание давления, после чего скважина закрывается на КВД (рис. 2.). Интерпретация исследования в данном случае ведется по модели «мгновенной депрессии», а результатом исследований является экспресс-оценка пластового давления, коэффициента продуктивности, проницаемости пласта и скин-фактора скважины.

Рис. 2. Технологическая схема исследований при компрессировании по экспресс-технологии с кратковременным («мгновенным») вызовом притока

По каждой из технологических схем после остановки нагнетания газа происходит выравнивание уровней жидкости между НКТ и затрубным пространством и восстановление до первоначального состояния. Для получения более точных данных о пластовом давлении, ФЕС пласта, скин-факторе, коэффициенте продуктивности исследования проводят по технологической схеме с созданием длительной депрессии (рис. 2). Более предпочтительным является вариант, по которому после длительного компрессирования скважина сразу закрывается на регистрацию кривой восстановления давления, то есть давление из затрубного пространства перед КВД не стравливается.

Рис. 2. Технологическая схема исследований при компрессировании с длительным вызовом притока

Основными ограничениями гидродинамических исследований при компрессировании являются:

  • получение оценочных значений коэффициента продуктивности, часто в несколько раз отличающихся от данных при длительном дренировании пласта в процессе эксплуатации скважины;
  • оценочные расчеты ФЕС пласта при ГДИ по технологической схеме с кратко­временным вызовом притока и интерпретацией по модели «мгновенной депрессии» дают недостаточно корректные значения гидропроводности и проницаемости пласта;
  • при интерпретации исследований по модели «мгновенной депрессии» отсутствует возможность проводить диаг­нос­тику основных режимов течения и определять внешние границы пласта.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ «ЖЕСТКОГО» ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КАБЕЛЯ

К сравнительно недорогим способам исследования скважин с большим углом наклона можно отнести применение «жесткого» геофизического кабеля. Как показывает практика, доставка стандартных геофизических приборов в интервалы исследований скважин при помощи «жесткого» геофизического кабеля возможна при зенитном угле 75–80°.

Использование кабеля этого типа позволяет при помощи малогабаритных приборов проводить исследования скважин с горизонтальным участком ограниченной протяженности. При этом надо учитывать, что сложный профиль скважины, наличие шлама в стволе и недостаточная жесткость кабеля затрудняют доставку приборов, а протолкнуть приборы в скважины с длиной условно горизонтального участка более 200 м практически невозможно.ТК «ЛАТЕРАЛЬ»

Весьма успешным и востребованным на рынке геофизических услуг оказался разработанный ОАО «Пермнефтегеофизика» технологический комплекс по доставке к забоям горизонтальных скважин геофизических приборов и устройств независимо от их массы и длины — «Латераль». Геофизические приборы присоединяются к НКТ малого диаметра (33 мм). Длина НКТ предварительно рассчитывается при помощи программы, которая учитывает траекторию и конструкцию скважины, силы трения, свойства и характеристики кабеля, приборов, промывочной жидкости. Дальнейший спуск НКТ осуществляется при помощи геофизического кабеля с повышенной грузонесущей способностью. Для связи с прибором используется электрическое соединение типа «мокрого» контакта. Колонна труб фиксируется к геофизическому кабелю специальным зажимом.

Рис. 6. ГИС горизонтальной скважины с УЭЦН при помощи ТК «Латераль» (ОАО «ПермьНГФ)Рис. 7. Компоновка испытателя пластов на трубах КИИ3-95Рис. 8. Диаграммы расчетных кривых притока и восстановления давления при различных значениях проницаемости

Необычный способ применения ТК «Латераль» был найден при решении задачи по поиску заколонных перетоков в ГС — комплекс был предварительно спущен под ЭЦН (рис. 6).

Понятие «пластовое давление»

Пластовое давление — давление на условном контуре питания и является мерой энергетического состояния пласта. Согласно большинству определений, под пластовым давлением подразумевается давление на условном контуре питания скважины.

Получение достоверных данных о начальном и текущем пластовом давлении в нефтегазонасыщенном пласте на различных стадиях разработки дает информацию об энергетическое потенциале объекта и является одной из основных задач контроля разработки месторождений.

Начальное пластовое давление имеет место до начала разработки или ввода в эксплуатацию скважин в новых участках по площади резервуара. Текущие пластовые давления формируются в нефтегазонасыщенном пласте в процессе извлечения из него флюида системой эксплуатационных скважин. Его распределение по площади пласта характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

Начальное и текущее пластовое давление приводят к горизонтальной плоскости, обычно к водонефтяному и или газоводяному контакту (ВНК, ГВК).
На практике пластовое давление определяется, как правило, в остановленных или простаивающих скважинах. Однако фактическое определение пластового давления в остановленной скважине осложняется недостаточным для стабилизации временем остановки скважин и влиянием соседних работающих скважин, что выражается в отсутствии установившегося давления в остановленной скважине.

Современные программные продукты по интерпретации гидродинамических исследований имеют различные методы определения пластового давления. Выбор наиболее корректного метода зависит от многих факторов – конструкции заканчивания скважины (вертикальная, горизонтальная, с ГРП и др.), фильтрационных свойств пласта и геолого-промысловых условий разработки месторождения.

В настоящем обзоре приведены методы определения пластового давления, реализованные в ПО «Мониторинг ГДИС». Также на сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» рассмотрена последовательность определения пластового давления различными методами с выбором наиболее корректного значения по результатам интерпретации КВД газовой скважины после проведения большеобъемной кислотной обработки.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ БС ПРИ ПОМОЩИ ИПТ

К числу актуальных, но сложновыполнимых задач относится проведение гидродинамических исследований (ГДИ) БС в процессе бурения при помощи испытателей пластов на трубах (ИПТ). Стандартное оборудование (рис. 7) для испытания на трубах и технология проведения работ в соответствии с РД 153-39.0-062-00 предполагают соблюдение таких требований, как набор кривизны ствола не более 10° на 100 м и угол кривизны по стволу, не превышающий 20°.

Основная проблема, препятствующая использованию ИПТ при проведении ГДИ в бурящихся скважинах сложной конфигурации, заключается в сложности обеспечения необходимой герметичности пакеровки и управления с устья впускным клапаном испытателя или запорного клапана. Всестороннего изучения влияния всех осложняющих факторов на

техническую успешность испытания в открытом БС пока не проводилось. В связи с этим нет и соответствующей утвержденной технической инструкции (руководящего документа с регламентом) на проведение ГДИ в подобных условиях с применением ИПТ. Отдельные сервисные компании (ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика» и др.), используя серийно выпускаемые узлы ИПТ, делают попытки выполнить в открытых наклонно-направленных или горизонтальных скважинах работы технологического или исследовательского характера. Положительный опыт применения ИПТ в БС на площадях «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» есть, в частности, у волгоградских геофизиков. Исследования проводились в скважинах с БС с зенитным углом до 35° при интенсивности набора кривизны до 3,5° на 10 м. Но надо заметить, что перед проведением работ с ИПТ необходимо выполнить тщательный анализ скважинных условий, предварительный расчет всех действующих на испытательную компоновку сил и провести дополнительный комплекс мероприятий по подготовке ствола скважины и промывочной жидкости.

1.2 Исследования с регистрацией кривой восстановления давления

В промысловой практике нашли широкое применение исследования механизированных добывающих скважин с регистрацией давления глубинными манометрами или дистанционными телеметрическими системами с датчиками давления и температуры. На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при выполнении исследований с контролем давления автономными глубинными манометрами (б) и телеметрической системой (в).

Доставка манометров в скважину по схеме 1., б производится одновременно со спуском насосного оборудования. Манометры размещаются в хвостовике или трубном держателе под насосом, также может устанавливаться дополнительный манометр в НКТ выше клапана-отсекателя для контроля герметичности компоновки . Подъем приборов выполняется в процессе последующего ремонта скважины. В процессе исследований ведется непрерывная регистрация давления на забое скважины и дебита жидкости, дополнительно может проводиться регистрация давления в НКТ над обратным клапаном и на устье скважины. При пуске скважины в работу глубинный манометр, установленный ниже насоса, регистрирует весь процесс изменения давления, включая кривую стабилизации давления при выводе скважины на режим и кривую восстановления давления или несколько КВД после остановки (остановок) скважины. Исследования с использованием автономных манометров более информативны по сравнению с регистрацией уровней на устье и позволяют получить более достоверные параметры пласта. Вместе с тем метод не получил широкого распространения ввиду того, что в период работы скважины и до подъема оборудования отсутствует возможность анализа кривой изменения давления и определение параметров скважины и пласта.

Для проведения гидродинамических исследований механизированных добывающих скважин нашли широкое применение телеметрические системы в компоновке с электроцентробежными насосами, включающие погружную часть с датчиками давления, температуры и наземный блок с преобразователем и электронным накопителем данных (рис. 1.16, в). Оборудование широко применяется для исследований на установившихся и неустановившихся режимах, гидропрослушивания пласта, долгосрочного мониторинга забойного давления в межремонтный период эксплуатации механизированных скважин . Дистанционная передача сигналов с датчиков ТМС по кабелю ЭЦН на преобразователь позволяет в реальном времени получать информацию о давлении на приеме насоса в течение всего межремонтного периода эксплуатации скважины, а также в периоды плановой остановки на регистрацию кривой восстановления давления. Существует возможность регистрации КВД при незапланированных остановках или в период ожидания ремонтных работ. Точность регистрации давления на приеме насоса зависит от типа телеметрической системы и разрешения датчика давления. При использовании ТМС с высокой разрешающей способностью (0.01 атм) обеспечивается более надежное диагностирование на производной давления процессов фильтрации, корректный выбор интерпретационной модели и высокая достоверность параметров пласта.

В процессе регистрации КВД необходимо выполнять дополнительные замеры устьевых и глубинных параметров: буферного и затрубного давлений, уровней в затрубном пространстве и давления в НКТ с помощью глубинного манометра. Давление в НКТ над установкой ЭЦН регистрируется с целью контроля герметичности оборудования и дальнейшего учета перетоков жидкости при интерпретации. Глубина установки манометра в НКТ для контроля герметичности подземного оборудования выбирается на 30–100 м выше подвески погружного насоса (в зависимости от расположения клапана-отсекателя). Замеры уровней и давлений в затрубном пространстве рассматриваются в качестве вспомогательных и используются при интерпретации КВД в случае отказа средств телеметрии в ходе исследований.

При проведении исследований механизированных скважин методом регистрации КВД в дополнение к необходимым условиям исследования фонтанных скважин следует соблюдаться следующие требования:

–   для контроля герметичности клапана-отсекателя и НКТ и выявления перетоков жидкости при КВД необходимо проводить регистрацию давления в лифтовых тубах путем установки глубинного манометра над ЭЦН выше клапана-отсекателя;

–   для надежного диагностирования участка радиальной фильтрации рекомендуется проводить моделирование исследований, в том числе с учетом взаимовлияния окружающих добывающих и нагнетательных скважин.

Специфика условий исследований в горизонтальном стволе

Основной целью промыслово-геофизических исследований (ПГИ) горизонтальных скважин (ГС) является выделение фактически работающих интервалов, определение состава и дебита поступающего флюида. Условия исследований в горизонтальных и вертикальных скважинах имеют ряд существенных отличий. В первую очередь среди них следует назвать многофазный расслоенный поток сложных состава и структуры, характерный для горизонтальных скважин .

При низком дебите уменьшение возможностей ПГИ связано со скоплением в стволе тяжелой фазы (воды, осадка промывочной жидкости, жидкости глушения и др.). При этом наиболее подвижной является легкая фаза, перемещающаяся вдоль верхней образующей ствола скважины. Находящаяся внизу тяжелая фаза, как правило, движется с существенно меньшей скоростью, а иногда может фильтроваться в зону, расположенную на более низких абсолютных отметках. Затрудняет интерпретацию также возможное распределение потока по большой длине ствола. Влияние перечисленных факторов усугубляется сложной траекторией ГС. Наличие участков как с нисходящей, так и восходящей траекторией приводит к появлению в стволе застойных зон и ловушек для воды и газа.

Какие скважины можно исследовать гидродинамическим путем?

Поскольку гидродинамические исследования направлены на выявление важных свойств и факторов, влияющих на геологическую добычу полезных ископаемых, то их применение целесообразно для следующих видов скважин:

  • Нефтяная скважина с высокими показателями фонтанирования. Чаще всего их разработка была остановлена посредством закупоривания устья, и в ходе исследований приоритетным является установка уровня давления в стволе.
  • Нефтяная скважина с низким уровнем давления в стволе: фонтанирование в них весьма слабое или его нет вообще. Для гидродинамических исследований необходимо вызвать приток жидкости, для чего уровень в стволе искусственно понижается. В ходе работ также устанавливаются свойства нефтепродукта, который можно добыть.
  • Газовая скважина, а также те, в которых газ смешивается с конденсатом. В процессе изучения устанавливаются ключевые качества веществ, которые предстоит добывать, также анализ дает представление о постоянных и временных процессах, которые могут происходить в грунте по тем или иным причинам и способны повлиять на работу.

Если ранее скважина уже использовалась, то гидродинамические исследования проводятся перед новой эксплуатацией, поскольку их задача – выявить целесообразность повторной разработки и определить новые возможности и потенциальные риски. Если же скважину только предстоит пробурить, то гидродинамические исследования проводятся непосредственно в процессе работ.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ИПТ ДЛЯ БС И ГС

Проведение ГДИ при помощи ИПТ в боковых горизонтальных стволах потребовало разработки методики интерпретации полученных диаграмм давления. Применение стандартных методов обработки кривых притока и восстановления давления, которые используются для вертикальных скважин, дает искаженные сведения о гидродинамических параметрах пласта. Для случая БС и ГС нами предлагается математическая модель, учитывающая геометрию притока пластового флюида к наклонным и горизонтальным скважинам. На основании модели строятся расчетные кривые притока и восстановления давления. С их помощью можно провести исследование движения жидкости к скважинам сложной конфигурации и на этом основании предложить алгоритм расчета гидродинамических параметров пласта (рис. 8).

1.2 Технологическая схема исследований

По цикличности и длительности создания депрессии в основном применяются одноцикличные схемы с кратковременным или длительным (более 12 часов) периодом свабирования и плавным снижением забойного давления (рис. 2.), многоцикличные схемы с регистрацией двух и более КВД. При длительном свабировании может быть достигнут псевдоустановившийся режим, когда объем поднимаемой свабом жидкости равен объему, притекающему из пласта за один цикл свабирования.

По способу закрытия скважины применяют несколько технологических схем работ с закрытием на устье или забое и, соответственно, компоновок скважинного оборудования. Схемы с закрытием на устье характеризуются необходимостью длительной откачки жидкости из скважины и пласта для достижения псевдоустановившегося режима работы и длительным притоком жидкости в ствол скважины в течение всего периода регистрации КВД. Преодолеть данные проблемы удается при использовании компоновок с пакером и закрытием скважины на забое.

Рис. 2. Диаграмма давления в процессе откачки жидкости и регистрации КВД после свабирования

Гидродинамические исследования при свабировании проводятся по одной из четырех технологических схем с применением различных компоновок скважинного оборудования. Первая схема включает компоновку НКТ без пакера и клапана-отсекателя и закрытие скважины на устье при регистрации КВД. Преимущество данной схемы заключается в простоте используемой компоновки оборудования. Основной недостаток — длительный послеприток жидкости в колонну и НКТ.

Вторая схема предусматривает использование компоновки НКТ c пакером, но без установки клапана-отсекателя. Наличие пакера позволяет сократить время дренирования пласта и очистки призабойной зоны за счет отсечения затрубного пространства и снизить влияние ствола скважины по сравнению с первой схемой.

Третья схема исследований включает использование компоновки НКТ с пакером и герметизирующим узлом (клапаном-отсекателем), спускаемым на каротажном кабеле непосредственно после прекращения рейсов свабирования . Рисунок 3. демонстрирует элементы скважинной компоновки с пакером и клапаном-отсекателем на кабеле и диаграмму давления в периоды свабирования, притока жидкости к НКТ, восстановления давления после посадки герметизирующего узла.

Рис. 3. Схема скважинной компоновки для гидродинамических исследований с закры­тием скважины в НКТ и диаграмма давления при свабировании и регистрации КВД :а) диаграмма давления, зарегистрированная дистанционной геофизической аппаратурой на кабеле;б) диаграмма давления, зарегистрированная автономным глубинным манометром

В результате применения данной схемы обеспечивается откачка жидкости из пласта практически сразу после начала свабирования. Это приводит к более эффективной очистке призабойной зоны. Компоновка с пакером и спускаемым клапаном-отсекателем позволяет минимизировать послеприток. Единственным недостатком является не мгновенное закрытие скважины после остановки свабирования, так как вначале выполняют подъем сваба, далее в скважину на кабеле спускают клапан-отсекатель и производится перекрытие трубного пространства, при этом меняется режим скважины с притока на восстановление давления. Период от момента прекращения свабирования и подъема сваба до спуска клапана отсекателя необходимо учитывать при интерпретации исследования.

Четвертая схема исследований включает закрытие скважины на забое. Для реализации данной технологической схемы в скважину спускается подвеска НКТ с установленным автономным манометром в боковом пенале или на автоотцепе под запорным клапаном. Низ подвески компонуется клапаном ударного или поворотного типа (используется в испытателях пластов на трубах). После спуска НКТ производится пакерование компоновки. Далее скважина свабируется, после чего внутреннее пространство НКТ перекрывается клапаном, и скважина закрывается на КВД. Все это время манометр находится на забое ниже запирающего клапана и регистрирует кривую изменения давления во времени. Клапан-отсекатель располагается в максимальной близости от пласта, таким образом, что при его закрытии послеприток практически отсутствует. Это позволяет диагностировать режимы радиального течения на начальном участке КВД.

Исследования при свабировании должны сопровождаться замерами объемов извлеченной из скважины жидкости по каждому из циклов откачки (подъема сваба) для последующего расчета дебита в период отбора жидкости из колонны и пласта.

Метод псевдоустановившегося состояния PSS

Метод псевдоустановившегося режима (состояния) основан на приближенном решении задачи о запуске в работу вертикальной скважины в пласте, ограниченном непроницаемым контуром площадью А. Согласно этому решению давление на скважине, запущенной в работу с постоянным дебитом на поверхности q через время t определяется соотношением:

где Rw – радиус скважины, A-площадь зоны дренирования, Re –условный радиус контура питания, а CA — коэффициент формы зоны дренирования. В частности, для круговой границы CA=31.62.
К недостаткам метода относится отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором. На результат имеет существенное влияние давление перед КВД Pwf и других параметров. Физический смысл определяемого давления соответствует начальному давлению Pi, а не текущему пластовому давлению.
На рисунке 3 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления методом псевдоустановившегося состояния.

Рис. 3 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом псевдоустановившегося состояния PSS

Характеристика скважины

Кроме параметров водоносного горизонта, что определяются применением методов ГДИ, на производительность скважины влияет ее совершенство, для оценки которого учитываются такие параметры, как степень, а также характер вскрытия водоносного пласта.

Совершенные колодцы бывают крайне редко. Это означает, что рабочая часть полностью погружена в водоносный слой на всю его толщину, при этом фильтрационные свойства толщи равномерны по всей длине фильтра. В этом случае фильтрация жидкости в полость колодца происходит одинаково со всех сторон. На практике достичь совершенства очень тяжело. В большинстве случаев наблюдаются два вида несовершенства.

Несовершенство скважин по степени вскрытия означает, что их фильтрующий элемент занимает не всю толщину водоносного горизонта. В этом случае поток жидкости в полость колодца происходит не радиально, а радиально-сферически (в верхней части всасывание происходит по бокам, внизу, — завихрения потоков). Если длина вскрытия пласта намного меньше толщины водоносного слоя (точечный источник), то преобладает только сферическое всасывание воды.

Несовершенство скважин по характеру вскрытия определяется тогда, когда геофизические (фильтрационные) свойства призабойной зоны (вокруг фильтра) сильно отличаются от таких же параметров самого водоносного пласта. Такое бывает при кольматации глубинного колодца или значительном диаметре скважины, примененной для вскрытия водного горизонта.

Какие существуют методы ГДИС

Есть способы исследований при стабильных фильтрующих режимах и нестабильных. К первым относится анализ индикаторной диаграммы, ко вторым такие аналитические методики:

  • кривая возобновления водяного давления;
  • кривая убывания давления;
  • восстановление уровня;
  • график притока;
  • гидропрослушивание.

Анализ индикаторной диаграммы

Этот метод ГДИ используют для определения оптимального режима работы скважины. Диаграммы строятся исходя из взаимоотношения депрессии, оказываемой на водоносный пласт и изменения от этого ее продуктивности. Данный метод применим на действующих колодцах с высокой производительностью. Предусматривается осуществление замеров обозначенных взаимоотношений при нескольких режимах эксплуатации.

БК 1хБет выпустила приложение, теперь уже официально скачать 1xBet на Андроид можно перейдя по активной ссылке бесплатно и без каких либо регистраций.

Кривая возобновления давления

Данная аналитическая методика ГДИ применима для колодцев с высокой и стабильной продуктивностью. Метод заключается в регистрации давления после закрытия устья скважины, для чего обсадная труба герметизируется, в результате чего приток жидкости прекращается. Исследуя динамику повышения давления, что происходит в течение длительного периода (от суток до нескольких недель), можно оценить параметры исследуемого пласта не только в приближенных к скважине зонах, но и на удаленных участках. Погрешность в оценки параметров могут внести функционирующие неподалеку колодцы, что ведут отбор из того же водоносного горизонта.

Кривая возобновления уровня

Такая методика анализа потенциальной производительности проводится на колодцах с низким давлением пластовой жидкости, что может быть следствием несовершенства скважины как по характеру, так и по степени вскрытия водоносного пласта. Определенную роль при этом играют геофизические свойства фильтрующих пород. Приток воды из горизонта провоцируется тем, что в обсадную трубу нагнетается воздух компрессором, который заставляет жидкость уходить обратно в пласт. Обратная динамика заполнения полости колодца водой характеризует давление в водоносном слое, по которому, при применении такого метода ГДИС, определяется дебет источника.

Методика гидропрослушивания

Гидродинамические методы исследования скважин включают в себя и такой способ анализа исследуемых пластов, как гидропрослушивание. Данная методика ГДИС позволяет получить информацию о наличии тектонических деформаций и линий выклинивания (наличии разделяющих водоносный горизонт разграничительных перегородок). Для осуществления такого исследования задействуется несколько соседних скважин, добывающих из одного водоносного горизонта. Когда в одном колодце искусственно изменяют давление, жидкость в другом колодце реагирует на такие явления. По степени этой реакции можно судить о характеристиках пласта и наличии/отсутствии преграждающих препятствий в пространстве между скважинами.

Гость форума
От: admin

Эта тема закрыта для публикации ответов.