МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО
ПО ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ И МЕТОДИКЕ ИНТЕРПРЕТАЦИИ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
СОДЕРЖАНИЕ Введение
1
Объекты гидродинамических исследований
2
Основные гидродинамические параметры пласта
2.1
Физические свойства пластовых флюидов и пористой среды
2.2
Интегральные гидродинамические характеристики пласта
3
Методы и технологии гидродинамических исследований
3.1
Исследования скважин, работающих со стабильным расходом
3.1.1
Измерения давления и дебита на режиме стабильной работы («РЕЖ»)
3.1.2
Измерение давления и дебита на нескольких стабильных режимах отбора или закачки (МУО, МУЗ)
3.1.3
Регистрация и обработка кривых восстановления (падения) давления «КВД»(КПД)
3.1.4
Регистрация и обработка кривых стабилизации давления («КСД»)
3.2
Исследования нестабильно работающих скважин
3.2.1
Регистрация и обработка кривых восстановления уровня («КВУ»)
3.2.2
Совместная обработка кривых изменения давления и дебита произвольного вида
3.2.3
Совместная обработка результатов измерения давления и уровненных замеров
3.2.4
Обработка результатов межскважинных исследований
4
Система гидродинамических исследований
4.1
Типы гидродинамических исследований
4.2
Базовые гидродинамические исследования
4.3
Стандартные гидродинамические исследования
4.4
Экспресс гидродинамические исследования
5
Специфика гидродинамических исследований различных типов скважин
5.1
Добывающие фонтанирующие скважины
5.1.1
Базовые гидродинамические исследования
5.1.2
Стандартные гидродинамические исследования
5.1.3
Экспрессные гидродинамические исследования
5.2
Нагнетательные скважины
5.2.1
Базовые гидродинамические исследования
5.2.2
Стандартные гидродинамические исследования
5.2.3
Экспресс гидродинамические исследования
5.3
Добывающие насосные скважины
5.3.1
Базовые гидродинамические исследования
5.3.2
Стандартные гидродинамические исследования
5.3.3
Экспресс гидродинамические исследования
5.4
Скважины, осваиваемые компрессированием или свабированием
5.4.1
Базовые гидродинамические исследования
5.4.2
Стандартные гидродинамические исследования
5.4.3
Экспрессные гидродинамические исследования
6
Система гидродинамических исследований
7
Требования к точности измерения давления
8
Программные средства для автоматизированной обработки результатов гидродинамических исследований (краткий обзор)
Литература
Введение
В настоящее время промысловые и геофизические службы все шире включают в комплексы скважинных исследований различные гидродинамические измерения в процессе испытаний продуктивных пластов. Это оправдано, так как гидродинамические методы исследований пластов и скважин совместно с промысловыми данными потенциально способны информационно обеспечить процесс контроля за энергетическим состоянием основных объектов эксплуатации. Информативность таких работ возрастает при выполнении одновременного контроля за поведением системы «скважина-пласт» промысловыми (эхолокация уровней и пр.) или промыслово-геофизическими методами (включая: определение параметров «притока-состава», оценка текущего насыщения пластов, технического состояния скважин и т.п.). Направление гидродинамических исследований (ГДИ) в России и за рубежом постоянно совершенствуется в методическом и технологическом плане, а также модернизируется соответствующее программное обеспечение.
В настоящем методическом руководстве освещены современные возможности гидродинамических исследований, проанализирована существующая в РФ практика выполнения таких исследований, даны предложения по совершенствованию ГДИ.
Кроме того, руководство содержит общее краткое описание основных методик и технологий ведения и обработки результатов гидродинамических исследований. В плане интерпретации ниже рассмотрены как стандартные, так и более совершенные приемы, внедренные на территории РФ в последние годы специалистами: ВНИИнефти, ВННИГаза, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, ряда зарубежных компаний. Все описанные и рекомендуемые к использованию технологии гидродинамических исследований успешно апробированы на многочисленных нефтяных и нефтегазовых месторождениях.
Большое внимание уделено анализу информативности интерпретации результатов ГДИ в условиях конкретной скважины. Ниже анализируются основные методические погрешности при определении динамических и фильтрационных параметров пласта. Специальные разделы посвящены проблемам комплексной интерпретации результатов промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических исследований, а также принципам совместного анализа этих результатов с данными гидродинамического моделирования.
В качестве иллюстраций ниже представлены результаты автоматизированной интерпретации результатов ГДИ, преимущественно полученных при исследованиях на различных месторождениях Западной Сибири. Примеры обработок выполнены с использованием программно-методического комплекса РГУ НГ им. И.М.Губкина «Геккон-Гидродинамика». Подготовка данного методического руководства осуществлена в НИиНП «ИНПЕТРО».
Объекты гидродинамических исследований
Основными объектами гидродинамических исследований (ГДИ) являются работающие продуктивные пласты. Полнота и качество получаемых результатов определяется способом воздействия на пласты, технологией проведения скважинных измерений и особенностями поведения скважины и пласта в процессе исследований. Перечисленные факторы определяются типом исследуемой скважины. С точки зрения информативности ГДИ различают следующие типы скважин:
В число скважин первого типа входят фонтанные добывающие скважины, нагнетательные и насосные скважины. С некоторой долей приближения в число подобных объектов могут быть включены скважины, работающие в режиме эрлифта (в том числе и при компрессировании).
В число скважин второго типа входят скважины: компрессируемые и свабируемые, работающие в режиме накопления и пр.
Основные гидродинамические параметры пласта
2.1. Физические свойства пластовых флюидов и пористой среды
В данном разделе выборочно рассматриваются параметры пластовых флюидов, наиболее часто используемые в расчетных соотношениях гидродинамики.
(2.1.1)
где F [ Н ] - сила внутреннего трения при перемещении одного слоя жидкости относительно другого; S[ м2 ] - площадь соприкосновения перемещающихся слоев, dw/dx [ 1/с ] - градиент скорости в направлении, перпендикулярном перемещению, [ МПас ] - динамическая вязкость.
Единицей измерения кинематической вязкости в системе СГС является Пуаз (П) [динс/см 2] ( 1 П = 0.1Па с = 10 2сП=106 мкП ) .
Кинематическая вязкость определяется соотношением = /, где [ кг/м3 ] - плотность флюида. Кинематическая вязкость в системе СИ измеряется в м2/с , в системе СГС - в стоксах [cм2/с] ( 1 м2/с=104 cм2/с ).
Сжимаемость - это способность вещества (жидкости, газа или твердого тела) изменять свой объем под воздействием давления. Коэффициент сжимаемости численно равен уменьшению единичного объема при увеличении давления на единицу
(2.1.2)
Величина, обратная сжимаемости, называется модулем объемной упругости.
Сжимаемость породы п пористостью m определяется формулой :
(2.1.3)
где ж , ск - сжимаемости пластового флюида и породы коллектора.
Сжимаемость воды составляет ж=в=5 10-5 1 /атм=5 10-4 1 / МПа;
сжимаемость нефти - ж=н=25 10-5 1 /атм=25 10-4 1 / МПа;
сжимаемость скелета карбонатного коллектора - п=0.2546 10-4m-0.6822 0.03556 m;
сжимаемость скелета терригенного коллектора п=0.2538 10-4m-0.4444 .
(2.1.4) где m - пористость пласта; - динамическая вязкость; - сжимаемость флюида; k - проницаемость пласта.
Пьезопроводность характеризует особенности неустановившегося поля давления, включая скорость распространения нестационарных аномалий давления в среде. В системе СИ пьезопроводность измеряется в м2/с, в системе СГС - в cм2/с (1 м2/с=104 cм2/с ).
2.2. Интегральные гидродинамические характеристики скважины и пласта
В данном разделе рассматриваются гидродинамические параметры, характеризующие пласт, как единый объект разработки. Определение совокупности этих параметров является основной задачей гидродинамических исследований. В числе этих параметров:
пластовое давление Рпл;
среднее давление в призабойной части пласта Рср= (Рпл +Рзаб)/2;
средняя температура призабойной части пласта Тср= (Тпл +Тзаб)/2;
радиус контура питания - Rкп;
средняя фактическая депрессия Р= Рпл - Рзаб;
эффективная мощность h [м] - суммарная мощность всех проницаемых прослоев;
гидропроводность - [ м3/МПа с ] - комплексный параметр, определяемый по формуле: = kh/ , где k -проницаемость; h - эффективная мощность пласта; - динамическая вязкость флюида;
приведенный радиус скважины Rс пр - фиктивный радиус скважины, используемый в расчетах гидродинамических параметров по формулам для однородного пласта и совершенного вскрытия скважины, учитывающий влияние несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия, загрязнения призабойной зоны и пр.) ;
отношение коэффициента пьезопроводности к квадрату приведенного радиуса скважины /Rс пр2 ;
фактический дебит qф определяемый по данным испытаниям, по расходометрии, по темпу изменения давления при известной плотности, по темпу изменения уровней (без привлечения косвенных оценок на основе информации о гидродинамических параметрах пласта);
коэффициент фактической продуктивности Кф рассчитывается по измеренной депрессии Pпл-Рзаб и фактическому дебиту qф по формуле:
(2.2.1) потенциальный дебит - qпот рассчитываются по гидродинамическим параметрам пласта с помощью уравнения Дюпюи
(2.2.2)
коэффициент потенциальной продуктивности Кпот рассчитываются по гидродинамическим параметрам пласта по формуле:
(2.2.3)
гидропроводность ближней (призабойной) зоны 1= k1h/ (параметры ближней зоны во всех формулах обозначается индексом «1» );
гидропроводность удаленной зоны 2= k2h/ (параметры удаленной зоны во всех формулах обозначается индексом «2» );
коэффициент призабойной закупоренности 2/1;
потенциальный дебит и коэффициент продуктивности неоднородного пласта qпот, Кпот рассчитываются по гидродинамическим параметрам удаленной зоны пласта;
ожидаемый дебит и коэффициент продуктивности неоднородного пласта qпот, Кпот рассчитываются по гидродинамическим параметрам ближней зоны пласта;
коэффициент гидродинамического совершенства скважины - определяет долю перепада давлений, приходящийся на долю неоднородности в призабойной зоне пласта, то есть в принятых выше обозначениях:
(2.2.4)
Pскин - дополнительное изменение давления, обусловленное скин-эффектом (отличием гидродинамических параметров ближней зоны от свойств пласта); Pсум - суммарная депрессия на пласт.
Известны выражения коэффициента через другие параметры пласта
(2.2.5)
Методы гидродинамических исследований
3.1 Исследования скважин, работающих со стабильным расходом
При гидродинамических исследованиях скважин со стабильным расходом используются следующие методы:
Измерения давления и дебита при технологическом режиме стабильного отбора или закачки (исследования на режиме «РЕЖ»);
Измерения давления и дебита при нескольких режимах стабильного отбора, отличающихся депрессией на пласты (метод установившихся отборов «МУО»);
Измерения давления и дебита при нескольких режимах стабильного нагнетания (метод установившихся закачек «МУЗ»)
Регистрация кривой изменения давления во времени после полной остановки добывающей скважины, работавшей со стабильным дебитом (кривой восстановления давления «КВД»);
Регистрация кривой изменения давления во времени после полной остановки нагнетательной скважины, работавшей со стабильным дебитом (кривой падения давления «КПД»);
Регистрация кривой изменения давления во времени после пуска простаивающей скважины в работу со стабильным дебитом или после перехода скважины с одного режима стабильной работы на другой (кривой стабилизации давления «КСД»);
Методы, предназначенные для изучения межскважинного пространства (гидропрослушивание) являются предметом специального обсуждения и в данном разделе не рассматриваются.
С помощью перечисленных методов определяют все стандартные гидродинамические параметры пласта, включая показатель скин-фактора и связанные с ним характеристики совершенства скважины.
3.1.1 Измерения давления и дебита на режиме стабильной работы (РЕЖ)
По забойному давлению Рз и дебиту Q на режиме стабильного отбора при известном пластовом давлении Pпл определяют коэффициент продуктивности пласта K=Q/(Pпл-Pз) На основе этих параметров находят значение проницаемости k. Расчеты проводят на основе формулы (2.2.2) исходя из предположения, что влияние скин-фактора отсутствует (потенциальный и фактический дебит скважины совпадают).
(3.1.1)
где - динамическая вязкость, Rk – радиус контура питания, Rc – радиус скважины
В несовершенной скважине на определяемую величину коэффициента проницаемости одновременно влияют свойства призабойной (скин-фактор) и дальней зон пласта. Это влияние нельзя разделить, что сильно снижает качество полученных результатов.
Названный метод весьма полезен при экспрессных исследованиях.
Забойное давление может быть либо измерено, либо оценено по величине устьевого давления и динамического уровня. Непосредственное измерение давления предпочтительнее с точки зрения точности результата. Замеры уровня выигрывают по оперативности и охвату большего количества скважин. Перечисленные типы исследований нужно сочетать в разумной пропорции.
В скважинах, где вероятность появления высокого положительного скин-фактора невелика, полученные данные успешно используются для оценки фильтрационных параметров пласта (см. схему на рис. 3.1.1.1).
3.1.2 Измерение давления и дебита на нескольких стабильных режимах отбора или закачки (МУО, МУЗ)
Отличие данного метода от рассмотренного в п.3.1.1 состоит в том, что исследования проводятся не на одном, а на нескольких (до 3-5 и более ) режимах стабильной работы скважины. На каждом режиме определяется дебит Qi и забойное давлениеPзi. Точки с координатами Qi и Pзi наносятся на кросс плот. При линейном законе фильтрации (однофазный приток, однородный коллектор и пр.) указанные точки аппроксимируются прямой линией (индикаторной диаграммой «ИД»). Тангенс угла наклона индикаторной диаграммы численно равен величине коэффициента продуктивности. По положению точек пересечения индикаторной диаграммы с осями координат определяют абсолютно свободный дебит (расход) и пластовое давление (рис. 3.1.2.1).
Определенное данным методом значение продуктивности, как правило, более достоверно, чем расчет этого параметра по одиночному режиму (см.п.3.1.1). Это связано с несколькими причинами. Во-первых, из расчетов исключается величина пластового давления. Во вторых, можно контролировать качество исходной информации по форме индикаторной линии. В третьих, по искажению индикаторной линии можно судить о нарушении линейности фильтрации (вследствие сложной структуры коллектора, многофазности притока и пр.).
Однако, как и при исследованиях на одном режиме стабильной работы (п.3.1.1) проницаемость и другие параметры пласта можно оценить только с помощью приближенной формулы (3.1.1) (см. схему на рис. 3.1.1.1) .То есть раздельное изучение пласта и ближней зоны невозможно. Это ограничивает применение данной методики при большой вероятности появления скин-фактора.
3.1.3 Регистрация и обработка кривых восстановления (падения) давления –«КВД» («КПД»)
Принципы экспрессной обработки КВД
Классический метод КВД (КПД) предусматривает:
Работу скважины в стабильном режиме продолжительностью «T». В этом промежутке времени фиксируется среднее значение дебита Q и забойного давления Рз.
Полную остановку скважины («t»- текущее время остановки). В этот период времени фиксируется кривая изменения давления на забое скважины во времени (КВД в добывающих скважинах, КПД в нагнетательных скважинах).
Для экспрессной обработки результатов измерений используется модель Хорнера. В основе этой модели лежат следующие допущения:
Исследуемый пласт однороден по фильтрационным параметрам;
Возможно изменение проницаемости призабойной зоны (наличие скин-фактора) ;
Мощность пласта не меняется по простиранию;
Приток в пласт является радиальным;
Для расчета давления используется модель упругого притока, основанная на использовании уравнений Дарси и пьезопроводности;
Режим эксплуатации скважины характеризуется периодической сменой циклов работы со стабильным дебитом и полного простоя;
Сущность экспресс обработки на основе рассматриваемой модели состоит в представлении результатов измерений в виде линейной зависимости. Для этого используются различного рода преобразования координат (линейные анаморфозы).
Экспресс обработка в логарифмических координатах времени
Если длительность предшествующей работы скважины существенно больше времени простоя, возможна обработка КВД в координатах давление «P» - логарифм времени «lg(t)» – см. рис.3.1.3.1. В этом случае конечный участок кривой аппроксимируют прямой линией. По тангенсу угла наклона этой линии i определяют гидропроводность пласта. = i/0.183Q. По величине отрезка, отсекаемого этой прямой на оси ординат, при известной гидропроводности находят величину отношения пьезопроводности к квадрату приведенного радиуса /Rс пр2 . По указанным величинам определяют проницаемость и пьезопроводность (см. рис. 3.1.3.3). Скин-фактор оценивают двумя способами (см. табл. 3.1.3.4). Первый способ сводится к расчету по определенным ранее значениям /Rс пр2 и величины приведенного радиуса Rспр и последующему определению величины скин-фактора по формуле:
(3.1.2) Второй способ состоит в определении для цикла предшествующей работы скважины по формуле (2.2.1) величины коэффициента фактической продуктивности KФ и оценки скин-фактора по формуле:
(3.1.3)
Экспресс-обработка в относительных координатах времени
Линейная анаморфоза в относительных координатах времени состоит в построении кривой изменения забойного давления Pз в относительных координатах времени F(t)=Lg(t+T)/t – рис.3.1.3.2. По наклону начального (линейного) участка кривой определяют гидропроводность пласта, по которой определяют остальные гидродинамические характеристики за исключением приведенного радиуса (табл. 3.1.3.5). По пересечению аппроксимирующей линии с осью ординат находят величину пластового давления. Поскольку при подобной обработке невозможна оценка приведенного радиуса, то для определения скин-фактора можно использовать только соотношение (3.1.3).
Обработка КВД в относительных координатах времени возможна и для циклически меняющегося дебита скважины (рис. 3.1.3.6а). В этом случая относительные координаты по времени рассчитываются по формуле:
(3.1.4)
При этом считается, что в промежутке времени [pic] дебит меняется по циклическому закону ( [pic] - время окончания цикла с номером «i», [pic] - время начала первого цикла, [pic] - дебит цикла с номером «i»), а при [pic] скважина простаивает.
Обработка методом совмещения
Метод совмещения предполагает расчет кривой давления для серии произвольно меняющихся параметров пласта и нахождение таких значений параметров, при которых результаты измерений и расчетов совпадают наилучшим образом. Критерием наилучшего совпадения измеренных и расчетных данных является минимум величины среднеквадратичного отклонения точек измеренной и рассчитанной кривой.
При сопоставлении определяются: гидропроводность пласта kh/, отношение =/Rc2 пьезопроводности к квадрату приведенного радиуса скважины Rc2 , пластовое давление Pпл. По величине гидропроводности при известных значениях эффективной мощности пласта h и вязкости пластового флюида определяют проницаемость пласта k. Затем по значению проницаемости оценивают пьезопроводность . Это позволяет по величине оценить величину приведенного радиуса, однозначно связанную с показателями скин-фактора и совершенства вскрытия скважины.
Учет сложной геометрии и неоднородности строения пласта
Основное ограничение перечисленных способов связано с использованием упрощенной модели пласта. Современные вычислительные средства позволяют провести обработку КВД для практически любой модели (с учетом ограниченности, радиальной неоднородности, наличия одного или нескольких экранов и пр.). Обработка в этом случае проводится методом совмещения. Однако следует предостеречь от формального применения этого метода, которое может привести к недостоверному или ошибочному результату вследствие следующих причин:
неоднозначное решение обратной задачи, связанное с тем, что существенно отличающимся моделям среды могут соответствовать схожие кривые изменения давления во времени,
упрощенные изученные аналитическими методами модели могут весьма отдаленно отражать истинное строение пласта и особенности воздействия на него сеткой скважин.
Поэтому подобные обработки эффективны только, если они опираются на достоверную информацию о геологическом строении пласта и особенностях его дренирования. Тогда с одной стороны основой интерпретации кривых для месторождения является конкретный элемент гидродинамической модели пласта. С другой стороны результаты измерений давления позволяют уточнить эту модель. Подобный подход является общим и касается любых технологий гидродинамических исследований (при работе в горизонтальных скважинах, при гидропрослушивании и пр.).
Широкий опыт применения подобных моделей имеется в НИиПП «Инпетро».
Ограничения применения технологии КВД
Метод КВД являются весьма информативным. Но диапазон применимости этого метода очень ограничен. Его можно использовать лишь в стабильно работающих скважинах при практически полном отсутствии послепритока (в фонтанных добывающих, нагнетательных скважинах или скважинах, исследуемых опробователем пластов). С необоснованным применением метода КВД при исследовании насосных, компрессируемых, свабируемых скважин и пр. связано наибольшее количество ошибок в определении параметров пласта.
3.1.4 Регистрация и обработка кривых стабилизации давления (КСД)
Метод КСД предусматривает регистрацию кривой изменения давления в скважине после ее пуска в работу со стабильным дебитом или смены одного стабильного режима отбора другим. Методика обработки результатов измерений, их информативность, ограничения методики полностью аналогичны описанным в п. 3.1.3 (см. пример на рис.3.1.3.6.в). Следует подчеркнуть, что необходимым условием применения этой технологии является стабильный режим отбора.
3.2 .Исследования нестабильно работающих скважин
3.2.1 Регистрация и обработка кривых восстановления уровня (КВУ)
Для интерпретации результатов исследований нестабильно работающих скважин широко используется метод «КВУ». Технология работ этим методом включает:
снижение динамического уровня в стволе при насосной эксплуатации или освоении скважины путем свабирования или компрессирования;
получение кривых изменения во времени забойного Pз, буферного Pб и межтрубного Pм давлений в процессе восстановления динамического уровня.
Величины Pб и Pм определяются на устье скважины. Забойное давление может быть непосредственно замерено глубинным манометром (что предпочтительнее) или рассчитано по величине устьевого давления и динамического уровня (аналогично п.3.1.1).
Обработка результатов состоит в расчете кривой изменения во времени дебита скважины и в построении по кривым давления и дебита индикаторной диаграммы.
Для расчета кривой дебита временной интервал КВУ разбивается на локальные отрезки t. Длина отрезков подбирается эмпирически и, как правило, составляет от нескольких десятков секунд до нескольких минут.
Наиболее оптимален для исследований вариант, когда трубки и межтрубье полностью открыты и скважина не переливает. В этом случае дебит для каждого выбранного временного отрезка рассчитывается по формуле:
(3.2.1)
где : P - изменение забойного давления за время t, S=SНКТ+SМ - площадь сечения потока флюида (SНКТ - внутреннее сечение НКТ, SМ - сечение межтрубья), - плотность флюида, g- ускорение свободного падения.
При открытых трубках и перекрытии межтрубного пространства пакером дебит также рассчитывается по формуле (3.2.1), но при использовании в качестве величины S (внутреннего сечения НКТ S=SНКТ).
При закрытых трубках и межтрубье (при наличии противодавления на устье) дебит для каждого временного отрезка [pic] рассчитывается в следующей последовательности:
Рассчитывается дебит по НКТ
(3.2.2)
Рассчитывается дебит по межтрубью
(3.2.3)
Рассчитывается суммарный дебит
(3.2.1)
где : [pic] - изменение разности буферного и забойного давлений во временном отрезке [pic] , [pic] - изменение разности затрубного и забойного давлений во временном отрезке [pic] .
Измерения в случае подсоединения трубой или затрубья к выкидной линии крайне нежелательны, поскольку искажающее влияние колебаний давления в линии не всегда может быть точно учтено даже при самых тщательных устьевых замерах.
По кривым изменения во времени давления и дебита строится индикаторная диаграмма. Методика построение индикаторной диаграммы состоит в следующем. Для каждого из выделенных ранее временных отрезков t определяется дебит Q и среднее давление PПЛ СР. Точки с координатами Q, PПЛ СР наносятся на кросс-плот. Таким образом, количество точек на диаграмме достаточно велико.
Оптимальным для построения индикаторной диаграммы является временной отрезок со следующими параметрами: начало отрезка - первые 1-2 часа подъема уровня, конец отрезка - от 3-5 до 8-10 часов. При меньших временах индикаторная диаграмма искажена вследствие интенсивного изменения дебита во времени. При больших временах из-за маленьких приращений давления недостаточно точно определяется дебит. Длительность временного интервала должна составлять как минимум несколько часов, чтобы наклон диаграммы был достаточно рельефным на фоне флуктуаций исходных параметров.
Критерием достоверности индикаторной диаграммы является возможность ее аппроксимации линейной зависимостью с коэффициентом корреляции не хуже 0.7-0.8 и превышение диапазона изменения дебита над его флуктуациями во времени в 3-5 раз и более. Обработка индикаторной диаграммы аналогична описанной в п. 3.1.2.
Рис. 3.2.1.1 – 3.2.1.3 иллюстрируют случай, когда продолжительность циклов простоя скважины недостаточна для оценки коэффициента продуктивности методом индикаторной линии. На рис. 3.2.1.1 изображена кривая изменения давления во времени в процессе освоения скважины и результат расчета дебита в двух временных интервалах подъема уровня. На рис. 3.2.1.2 и 3.2.1.3 приведены индикаторные диаграммы для названных интервалов. Ввиду незначительного изменения дебита (из-за малой проницаемости исследуемых коллекторов) продуктивность определяется неуверенно. Пример удачного выбора временного интервала для построения индикаторной линии приведен на рис. 3.2.2.9.
Основным параметром, определяемым по КВУ, является коэффициент продуктивности, численно равный тангенсу угла наклона индикаторной диаграммы. Точки пересечения индикаторной диаграммы с координатными осями определяют пластовое давление и абсолютно свободный дебит (аналогично рис. 3.1.2.1). По величине коэффициента продуктивности рассчитывают гидродинамические свойства пласта по схеме рис.3.1.1.1.
3.2.2 Совместная обработка кривых изменения давления и дебита произвольного вида во времени
3.2.2.1Методы обработки, основанные на линейных анаморфозах
Основной недостаток рассмотренного выше метода КВУ состоит в невозможности раздельного изучения пласта и ближней зоны, а значит и оценки скин-фактора. Для решения этой задачи используется более совершенный способ совместной обработки непрерывных кривых давления и дебита. В его основе лежат аналитические соотношения, описывающие изменение давления в пласте при заданном законе изменения дебита во времени и известной геометрии пласта. Ниже рассмотрены ряд методов обработки получаемой информации, основанные на линейных анаморфозах различного вида.
[pic]
где: [pic] - текущее значение давления, [pic] - текущее значение дебита, [pic] - пластовое давление, [pic] - относительная функция времени и дебита.
По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность и относительную пьезопроводность пласта. Далее, в соответствии со схемой рис. 3.1.1.3 определяют весь набор гидродинамических характеристик.
[pic]
где: [pic] - текущее значение давления, [pic] - текущее значение дебита, [pic] - относительная функция времени и дебита, [pic] , [pic] , [pic] - то же для начального времени интервала обработки.
По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность и относительную пьезопроводность пласта. Далее, в соответствии со схемой рис. 3.1.1.3 определяют весь набор гидродинамических характеристик.
Преимуществом данного метода является возможность использования его в отсутствии данных о пластовом давлении. Но следует иметь в виду, что при данном способе обработки увеличивается вероятность ошибки вследствие неучета реальной геометрии пласта. Недостатком метода является также его повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита.
[pic]
где: [pic] - текущее значение давления, [pic] - текущее значение дебита, [pic] - относительная функция времени и дебита, [pic] , [pic] , [pic] - то же для начального времени интервала обработки.
По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность пласта. Далее, в соответствии с упрощенной схемой рис. 3.1.1.3 определяют гидродинамические характеристики.
Метод позволяет оценить проницаемость пласта и производные гидродинамические характеристики. При этом оценка величины скин-фактора исключена. Недостатком метода является также его повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита.
[pic]
где: [pic] - интегральная функция давления, [pic] - интегральная функция дебита, [pic] - пластовое давление, [pic] - относительная функция времени и дебита.
По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность и относительную пьезопроводность пласта. Далее, в соответствии со схемой рис. 3.1.1.3 определяют весь набор гидродинамических характеристик.
[pic]
где: [pic] - интегральное значение давления, [pic] - интегральное значение дебита, [pic] - относительная функция времени и дебита, [pic] , [pic] , [pic] - то же для начального времени интервала обработки.
По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность и относительную пьезопроводность пласта. Далее, в соответствии со схемой рис. 3.1.1.3 определяют остальные гидродинамические характеристики.
Преимуществом данного метода является возможность обработки результатов в отсутствие данных о пластовом давлении. Но следует иметь в виду, что при данном способе обработки увеличивается вероятность ошибки за счет неучета реальной геометрии пласта. Недостатком метода является также его повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита.
[pic]
где: [pic] - интегральная функция давления, [pic] - интегральная функция дебита, [pic] - относительная функция времени и дебита, [pic] , [pic] , [pic] - то же для начального времени интервала обработки.
По коэффициентам указанной линейной зависимости оценивают гидропроводность пласта. Далее, в соответствии с упрощенной схемой рис. 3.1.1.3 определяют гидродинамические характеристики.
Метод используется для оценки проницаемости пласта и других сопутствующих гидродинамических характеристик. При этом оценка величины скин-фактора исключена. Недостатком метода является повышенная чувствительность к погрешностям исходных результатов измерений давления и к ошибкам в оценке дебита
На рис 3.2.2.1 представлен тестовый пример (расчетные кривые давления и дебита). На рис. 3.2.2.2 – 3.2.2.7 приведены схемы обработки результатов гидродинамических исследований перечисленными выше методами на базе указанного тестового примера.
3.2.2.2 Определение комплексных гидродинамических характеристик пласта методом совмещения
Метод совмещения предполагает расчет теоретической кривой давления для серии произвольно меняющихся параметров пласта и нахождение значений параметров, при которых результаты измерений и расчетов совпадают наилучшим образом. Критерием совпадения измеренных и расчетных данных является минимум среднеквадратичного отклонения точек измеренной и рассчитанной кривой. Набор определяемых при этом параметров определяется принятой моделью пласта. Для упругой радиальной фильтрации в однородном неограниченном пласте с учетом скин-фактора определяются: гидропроводность пласта kh/, отношение =/Rc2 пьезопроводности к квадрату приведенного радиуса скважины Rc2 , пластовое давление Pпл.
В принципе, перебор возможен сразу по всем трем названным параметрам (kh/, и Pпл). Но чаще всего в целях наглядности проводят несколько серий расчетов. Для каждой серии фиксируется значение пластового давления и перебираются параметры kh/, и . При этом величина пластового давления РПЛ ПРОМ, известная по независимо полученным промысловым данным, является дополнительным критерием достоверности количественных расчетов. Если расчеты достоверны, наилучшее совмещение должно наблюдаться при значении пластового давления, близкого в величине РПЛ ПРОМ.
Если величина гидропроводности определяется достаточно достоверно, в определении параметра относительной пьезопроводности возможны существенные ошибки. Ошибки связаны с тем, что в пределах точности исходных данных задача совмещения может иметь несколько решений. Поэтому необходимо выполнение не одной, а нескольких обработок в разных диапазонах значений . Для обработки рекомендуются следующие диапазоны: отрицательные значения, значения от 0 до 1000, значения от 1000 до 10000, значения от 10000 до 100000, значения выше 100000. Для каждого диапазона получают свои значения kh/, и . На основе этих значений, с учетом величины определенного ранее коэффициента продуктивности для каждого диапазона рассчитывают значения скин-фактора по формулам 3.1.2 и 3.1.3. Считается истинным тот набор параметров пласта, для которых две независимые оценки наиболее близки.
3.2.2.3 Расчет фильтрационных свойств пласта на основе комплексных гидродинамических параметров
После оценки значений kh/, и обработка ведется в следующей последовательности : Сначала по величине гидропроводности при известных значениях эффективной мощности пласта h и вязкости пластового флюида определяют проницаемость пласта k. Затем по значению проницаемости оценивают пьезопроводность . Это позволяет по величине оценить величину приведенного радиуса, однозначно связанную с показателями скин-фактора и совершенства вскрытия скважины (аналогично п.3.1.3).
Описываемая методика имеет существенно большую область практического применения по сравнению с классическим методом КВУ. Она позволяет проводить совместную интерпретацию кривых давления и дебита произвольного вида (для любых типов, последовательности и продолжительности технологических операций в скважине).
Однако, использование рассматриваемого способа требует повышения полноты и качества исходной информации. Недостаточно знать закон изменения дебита в обрабатываемом временном интервале. Необходимы также данные о дебите за предшествующий период работы скважины, продолжительностью, превышающей длительность интервала обработки как минимум в 3-5 раз. В идеале скважина при начале таких исследований должна находиться в статическом состоянии. Далее фиксируются любые изменения давления и дебита в процессе последующих технологических операций.
3.2.2.4 Практическая реализация метода совмещения
Обработка результатов гидродинамических исследований методом совмещения выполняется в следующей последовательности:
Для интервалов стабильной работы коэффициент продуктивности оценивается по фактическому дебиту [pic] , величине пластового [pic] и забойного [pic] давлений по формуле (2.2.1 ).
Для интервалов восстановления уровня вначале по величинам забойного, буферного и затрубного давления рассчитывается кривая изменения дебита во времени (см. п.3.2.1). Затем по кривым изменения забойного давления и дебита оценивается фактический коэффициент продуктивности методом индикаторной линии.
Сравниваются значения коэффициента продуктивности, рассчитанные на всех названных циклах. При хорошем качестве исходных данных результаты различных вариантов расчета должны отличаться не более чем на 10-20%.
Существенные незакономерные отличия в расчете коэффициента продуктивности свидетельствуют о плохом качестве исходной информации. В этом случае результаты не подлежат дальнейшей обработке.
Закономерные измерения продуктивности от цикла к циклу чаще всего свидетельствуют об изменении проницаемости призабойной зоны вследствие ее загрязнения или очистки. Так, при циклическом свабировании проницаемость призабойной зоны от цикла к циклу, как правило, увеличивается. При циклическом компрессировании проницаемость может как уменьшаться, так и расти. Но, как правило, она изменяется в одну сторону. При обнаружении закономерных изменений продуктивности по каждому циклу по формуле (3.1.1) определяются фильтрационные параметры пласта. Хотя при подобной обработке нельзя раздельно изучать свойства пласта и «скиновой» зоны, но по отношению величин проницаемости в различных циклах можно выполнить оценку относительных изменений скин-фактора во времени.
При относительной стабильности продуктивности рассчитывается кривая дебита в течение всего периода исследования по формуле:
(3.2.2) По непрерывным кривым изменения давления и дебита во времени согласно п.3.2.2 определяются полный спектр гидродинамических параметров пласта. Рис. 3.2.2.8 - 3.2.2.15 иллюстрируют полный цикл обработки результатов гидродинамических исследований по описанной выше технологии.
На рис 3.2.2.8 изображены исходная кривая изменения во времени давления «P» в компрессируемой скважине. На этом же графике представлена кривая дебита «Q», рассчитанная по темпу изменения давления в интервале подъема уровня.
На рис. 3.2.2.9 приведена индикаторная диаграмма, рассчитанная по кривым «P» и «Q». По этой индикаторной диаграмме определен коэффициент продуктивности (12.8 м3/сут МПа) и приблизительно оценено пластовое давление (20.5 МПа). Пластовое давление, уточненное по режиму статики перед началом освоения - около 22 МПа. Кривая Q2 изменения дебита в интервале освоения рассчитана по формуле (5.4.2). Расчет выполнен с использованием значений коэффициента продуктивности и пластового давления по кривой изменения во времени давления на забое скважины.
На рис. 3.2.2.10 кривая Q2 сопоставлена с кривой дебита Q1, рассчитанной по темпу изменения давления во время подъема уровня. Хорошая сходимость результатов подтверждает удовлетворительное качество обработки и свидетельствует о правомерности использования диаграммы Q2 для последующих количественных расчетов.
На рис 3.2.2.11 сопоставлены кривые давления и дебита, использованные для последующей обработки методом совмещения. Совмещение выполнялось во всем временном интервале освоения (на рисунке он обозначен индексом «1»)
На рис. 3.2.2.12 - 3.2.2.15 представлены результаты обработки результатов измерений. На указанных рисунках изображены кривые давления, измеренные и рассчитанные (для дебита Q2) для различных значениях пластового давление. Можно видеть, что наилучшее совмещение получается при пластовом 21.8 МПа. Этот результат совпадает с независимыми промысловыми данными.
Рис 3.2.2.16 - 3.2.2.18 иллюстрирует усложненные условия исследований, когда при последовательном проведении нескольких циклов освоения скважины продуктивность меняется от цикла к циклу.
3.2.3 Совместная обработка результатов измерения давления и уровенных замеров
Результаты совместных (синхронных) замеров забойного давления и положения уровня могут быть полезны для приближенной оценки состава притекающего флюида. Исходные данные в этом случае обрабатываются следующим образом:
(3.2.3) [pic] - разновременные замеры давления, [pic] - соответствующие моменты времени.
(3.2.4) [pic] - разновременные замеры уровня, [pic] - соответствующие моменты времени.
(3.2.5) где g - ускорение свободного падения.
Дебит воды
(3.2.6) Дебит нефти
(3.2.7)
3.2.4 Обработка результатов межскважинных исследований
Основной недостаток гидродинамических исследований скважин состоит в малом радиусе исследования. Расширить радиус можно путем увеличения времени проведения измерений. Но при этом возникают проблемы однозначности интерпретации результатов данных. В пределах точности погрешности измерений одни и те же результаты могут соответствовать разной геометрии и фильтрационным параметрам пласта. Межскважинные исследования позволяют несколько уменьшить негативное влияние этого фактора, поскольку позволяют изучать фильтрационные параметры по различным направлениям. Одновременно устанавливается наличие гидродинамической связи по исследуемому пласту между отдельными скважинами.
3.2.4.1 Общие требования к организации гидродинамических исследований с целью гидропрослушивания
Выбор возмущающей скважины
Стандартным методом гидропрослушивания является контроль за изменением давления в одной или нескольких реагирующих скважинах при изменении дебита в одной возмущающей скважине.
Возмущающей может быть действующая, либо простаивающая добывающая или нагнетательная скважина.
До начала исследований действующая скважина должна работать на постоянном режиме не менее 2-3 дней, простаивающая не должна эксплуатироваться в течение этого же срока. Нагнетательная скважина должна быть либо предварительно выключена, либо работать в стабильном режиме.
Возмущение состоит в изменении состояния скважины (остановки, пуска, изменении дебита). Достаточность возмущения подтверждается специальным расчетом.
Выбор реагирующих скважин
Реагирующими могут быть пьезометрические, простаивающие и специально остановленные добывающие скважины вблизи возмущающей скважины.
Реагирующие скважины должны простаивать перед исследованиями как минимум 2-3 суток. Среди добывающих желательно выбирать скважины, фонтанирующие или оборудованные ЭЦН. Исключается использование скважин, оборудованных ШГН.
В длительно простаивающих скважинах перед установкой в них контрольно-измерительной аппаратуры должны быть выполнены специальные исследования по оценке сообщаемости ствола с вмещающим пластом способом долива жидкости или оттатрывания. В скважинах с загрязненным забоем необходимы дополнительные работы по очистке забоя.
Предварительная оценка изменения давления в реагирующей скважине
Приближенная оценка первого уровня проводится с использованием гипотезы о плоскорадиальном притоке в однородном пласте. Изменение давления P(t) во времени t определяется с помощью соотношения:
(3.2.3)
где: q –изменение дебита возмущающей скважины, kh/ - предполагаемая гидропроводность пласта, R - расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, =k/m - коэффициент пьезопроводности, m – коэффициент пористости, =mж+ск - коэффициент сжимаемости породы коллектора, ж, ск - коэффициенты сжимаемости жидкости и твердой фазы.
Приближенная оценка второго уровня проводится на основе модели, отражающей реальную геологическую информацию о пласте и с учетом наиболее вероятных гипотез об изменении по простиранию его коллекторских свойств, насыщения и геометрии пласта.
3.2.4.2 Интерпретация результатов гидропрослушивания
Методика интерпретации проводится в два этапа. Первый этап интерпретации базируется на соотношении (3.2.3). При интерпретации определяют средние гидродинамические параметры межскважинной зоны. Второй этап интерпретации использует более сложные модели околоскважинной среды и данные о динамике изменения дебита возмущающей скважины.
Особености проведения гидропрослушивания сложнопостроенных коллекторов.
Одна из основных целей гидропрослушивания сложнопостроенных коллекторов состоит в оценке эффективных гидродинамических параметров межскважинной среды. Данные параметры влияют на динамику разработки пластов и должны учитываться при гидродинамическом моделировании.
Так, при гидропрослушивании сложнопостроенных коллекторов должно обязательно учитываться реальное строение межскважинной среды. Поэтому методы интерпретации результатов базируются на более сложных моделях строения пласта (с учетом неоднородности, экранов, двойных сред). Однако, использование перечисленных моделей само по себе не снимает проблемы неоднозначности интерпретации результатов. Для получения достоверной информации о строении пласта нужно уделить повышенное внимание к технологии проведения работ. Существуют два пути совершенствования технологии.
Первый путь, наиболее очевидный, состоит в увеличении количества реагирующих скважин и в переводе возмущающих скважин на циклический режим попеременной работы. Но массовое проведение подобных работ немыслимо на этапе промышленной эксплуатации месторождения.
Второй путь состоит в проведении исследований при минимальном вмешательстве в работу промысла. Технология подобных исследований базируется на длительных измерениях давления на забое скважин в течение межремонтного периода (от 10-15 и более суток). При этом месторождение разделяется на блоки, исходя из особенностей геологического строения. Измерения проводятся одновременно во всех скважинах блока. Технической основой для реализации подобной технологии являются автономные высокоточные манометры с большим объемом памяти, которые могут работать на забое скважины в течение межремонтного периода. При этом необходимый результат достигается за счет увеличения количества получаемой и обрабатываемой информации. Все исходные данные интерпретируются совместно на основе геологической и гидродинамической модели пласта, заложенной в проект разработки. Целью таких работ является не только уточнение значений гидродинамических параметров, но и корректировка модели пласта. Кроме всего прочего, по результатам подобных исследований можно судить о взаимной реакции соседних скважин.
4. Технологии гидродинамических исследований
4.1 Типы гидродинамических исследований
Гидродинамические исследования делят на базовые, стандартные и экспресс исследования.
Стандартные исследования проводятся согласно программе плановых исследований скважин эксплуатационного фонда с использованием апробированных технологий, позволяющих уверенно определять параметры как удаленной, так и ближней зон пласта.
Экспресс исследования проводятся в большинстве скважин эксплуатационного фонда по упрощенным технологиям с целью приближенной оценки гидродинамических параметров и изучения динамики их изменения во времени.
4.2 Базовые гидродинамические исследования
Объекты базовых исследований выбираются исходя из следующих условий:
Информация об исследуемом пласте (участке пласта) должна являться опорной для понимания геологического строения и начального состояния залежи.
Объекты исследований должны быть по возможности равномерно распределены на площади.
Наиболее благоприятны для базовых исследований скважины - работающие в режиме фонтанирования или нагнетания. Для таких скважин используются следующие технологии:
Регистрация кривых восстановления давления после полной остановки скважин (КВД). При этом время регистрации КВД увеличивается до 36-48 часов.
Регистрация кривых стабилизации (падения) давления КСД (КПД) в течение 10-12 часов
Определение депрессий и дебитов при нескольких стабильных режимах отбора (4-5 и более) и построение индикаторных диаграмм (ИД).
Перечисленные технологии желательно использовать совместно.
В качестве объектов для изучения гидродинамических параметров удаленных зон пласта чрезвычайно благоприятны длительно эксплуатируемые нагнетательные скважины, которые могут быть исследованы согласно п.2.2 при существенном увеличении времени простоя скважины.
Объектом базовых исследований являются также скважины, исследуемые в процессе освоения (в том числе после капитального ремонта). Исследования в таких скважинах предполагают регистрацию непрерывных кривых изменения давления и температуры на забое и устье. Параллельно фиксируются особенности поведения скважины (режим воздействия на пласт, характер притока, данные устьевых замеров и пр.). Подобные исследования, как правило, выполняются с участием промыслово-геофизической службы и сопровождаются регистрацией глубинных профилей параметров «притока-состава».
В результате базовых исследований решают следующие задачи:
Количественная оценка фильтрационных параметров дальней зоны пласта (гидропроводность, подвижность, пьезопроводность, проницаемость и др.) с высокой степенью достоверности.
Количественное определение полного набора гидродинамических параметров (включая величину скин-фактора), характеризующих совершенство вскрытия пласта.
Оценка достоверности параметров пласта, получаемых при массовой обработке результатов стандартных и экспресс исследований.
4.3 Стандартные гидродинамические исследования
Объекты стандартных исследований выбираются исходя из следующих условий:
Преимущественно выбираются скважины эксплуатационного фонда.
Объекты исследований должны быть равномерно распределены по площади.
Частота исследований выбирается из расчета охвата 25 40 процентов фонда добывающих и нагнетательных скважин за 1 1.5 годовой период.
Стандартные исследования нацелены на оценку текущих (на определенную дату или временной интервал) гидродинамических параметров пласта.
Основу стандартных исследований составляют замеры забойного давления по п.1.2. Время регистрации КВД сокращается до 12-24 часов. При исследованиях методами установившихся отборов (закачек) измерения проводят на 3-5 режимах.
По данной технологии целесообразно периодически исследовать весь фонд нагнетательных скважин.
В связи с оснащением НГДУ современной цифровой автономной аппаратурой, рекомендуется проводить дополнительные исследования эксплуатационных скважин в межремонтный период (см. п.3.2.3.1).
В результате стандартных исследований получают основной объем информации о текущих гидродинамических параметрах пласта. Эта информация используется в дальнейшем при совместном площадном анализе промысловых и геофизических результатов с целью оценки характера выработки залежи, а также при гидродинамическом моделировании процессов разработки месторождения.
4.4 Экспресс исследования
Экспресс исследования являются самым дешевым и распространенным способом получения оперативной информации. Частота исследований, как правило, выбирается из расчета охвата большей части действующего фонда скважин в течение года.
Основу экспресс исследований составляют замеры темпа перемещения уровня жидкости в процессе остановки или пуска скважин.
Экспресс исследования обычно проводятся способом регистрации КВД или КСД в течение 5-10 часов. Целесообразно увеличить временной интервал в соответствии с п.3 и тем самым существенно повысить достоверность результатов.
В качестве варианта экспресс исследований следует рассматривать промыслово-геофизические исследования (ПГИ), проводимые по сокращенной программе в скважинах в процессе их освоения или после капитального ремонта. В указанных случаях давление обычно регистрируется лишь в процессе восстановления уровня после вызова притока.
Экспресс исследования позволяют определить коэффициенты продуктивности скважины, по которым оценивают приближенные значения проницаемости пласта (обычно искаженные влиянием скин-фактора).
Полученные данные используются для выбора объектов для проведения специальных работ и для изучения изменчивости параметров пласта во времени.
5. Специфика гидродинамических исследований различных типов скважин
5.1 Добывающие фонтанирующие скважины
5.1.1 Базовые гидродинамические исследования
Исследования в фонтанирующих скважинах относятся к разряду наиболее информативных, поскольку допускается длительная работа скважины со стабильным расходом. Измерения проводятся как на технологическом режиме, так и на нескольких режимах уменьшенного отбора., что позволяет применять весь спектр методических приемов, названных в п. 3.1. Поэтому фонтанирующие скважины являются наиболее привлекательным объектом применения базовых технологий гидродинамических исследований.
Выбор технологии исследований зависит от текущего состояния и поведения скважины. При любой технологии в процессе всего цикла исследования проводится непрерывная запись изменения во времени кривых температуры и давления на забое скважины с шагом по времени не менее 20 сек. Одновременно желательно фиксировать изменение во времени буферного и затрубного давлений.
5.1.1.1 В длительно простаивавших (5-10 суток и более) скважинах рекомендуется использовать технологию «длительная статика» – «режимы уменьшенного отбора» - «технологический режим» - «КВД». По данной технологии сначала проводится несколько циклов исследований на режимах уменьшенного отбора. При этом дебит каждого последующего режима выбирают больше дебита предыдущего режима. Измерения проводят на 3-5 и более режимах, по возможности равномерно распределенных по шкале дебитов (депрессий). Время работы на каждом режиме должно составлять не менее 3-5 часов. Затем скважина останавливается на проведение замера КВД. продолжительностью 36-48 и более часов.
5.1.1.2. В длительно работавших на технологическом режиме скважинах рекомендуется использовать технологию «длительная динамика»-«КВД»-«режимы уменьшенного отбора». При этом скважина останавливается для проведения КВД на срок, длительностью 36-48 часов и более. Затем проводятся исследования на режимах уменьшенного отбора.
5.1.1.3. Если в предшествующий период скважина работала с резкими колебаниями дебита, то исследования проводятся лишь в случае крайней необходимости (любым из рассмотренных выше способов). При этом обработка результатов будет достоверна, если известна предыстория работы скважины (длительности и дебиты предшествующих режимов) во временном интервале, превышающем время исследований как минимум в 3-5 раз.
5.1.1.4. Поскольку при закрытии фонтанирующей скважины эффект послепритока незначителен, то для оценки гидродинамических параметров пласта по КВД достаточно эффективен стандартный метод Хорнера. Исследования на режимах обрабатывают методом индикаторной линии. Участки кривой давления непосредственно после пуска или изменения режима работы скважины обрабатывают по методике кривой стабилизации давления КСД.
5.1.1.5. По любой из перечисленных выше технологий возможна оценка параметров пласта методом совмещения. При нестабильном фонтанировании скважины (п.5.1.1.3) преимущества этого метода перед остальными неоспоримы.
5.1.1.6. Необходимое для расчетов значение дебита получают в основном по результатам устьевых замеров (на ДИКТ, в мерной емкости и пр.). Не исключена оценка дебита по результатам ПГИ (например - по механическому расходомеру).
5.1.1.7. Базовые исследования несут максимум информации об удаленных зонах пласта. При продолжительном времени регистрации КВД из-за большого радиуса исследования при интерпретации необходимо использовать более сложные модели залежи (учитывающих ее ограниченность по простиранию, наличие непроницаемых экранов и пр.). Возникающие при этом затруднения связаны в первую очередь не со сложностью сопутствующих расчетов, а с возможной неоднозначностью решения обратной задачи.
5.1.2 Стандартные гидродинамические исследования
5.1.2.1. Стандартные гидродинамические исследования выполняются согласно п.5.1.1, но вместо серии измерений на серии режимов уменьшенного отбора выполняется один замер на технологическом режиме, а время снятия КВД уменьшается до 10-24 часов.
5.1.2.2. Основной целью стандартных исследований является оценка величины скин-фактора и оценки параметров ближайшей, неискаженной скин-фактором зоны пласта.
5.1.3 Экспресс гидродинамические исследования
5.1.3.1. Экспресс гидродинамические исследования фонтанирующих скважин состоят в периодических замерах дебита и забойного давления на технологическом режиме.
5.1.3.2. По замерам дебита и давления определяют коэффициент продуктивности, по величине которого приближенно оценивают эффективную гидропроводность и проницаемость (результат суммарного влияния свойств пласта и скин-фактора).
5.2 Нагнетательные скважины
Технология исследований нагнетательных скважин и методика интерпретации получаемых результатов аналогична рассмотренной в п.5.1. При этом подобные исследования имеют ряд неоспоримых преимуществ:
полученные результаты практически не искажены влиянием фазовой проницаемости пласта;
можно обеспечить работу скважины при существенно больших дебитах и перепадах давления, чем при фонтанировании;
заполнение ствола однородной несжимаемой жидкостью упрощает оценку давления на забое по величине буферного давления;
проведение скважных исследований минимально отражается на режиме работы промысла, что позволяет существенно повысить эффективность применяемых технологий (за счет увеличения времен выдержки скважины на отдельных режимах, а также за счет увеличения количества режимов и пр.)
сказанное выше свидетельствует, что нагнетательные скважины являются одним из наиболее благоприятным типов объектов для базовых гидродинамических исследований.
5.2.1 Базовые гидродинамические исследования
5.2.1.1. Базовые исследования нагнетательных скважин проводятся согласно п.5.1.1 Технология, аналогичная КВД (регистрация кривых изменения давления в простаивающей скважине), носит название «кривой падения давления» (КПД).
5.2.1.2. Основная специфика исследования нагнетательных скважин состоит в создании существенной величины репрессии на пласт. В этих условиях параметры пласта (продуктивность, проницаемость) могут зависеть от репрессии. Влияние этого фактора особенно значимо в карбонатных коллекторах с вторичной трещиноватостью. В несовершенных по степени вскрытия интервалах от репрессии может зависеть эффективная мощность пласта.
В этих условиях возрастает значимость методики снятия индикаторных линий. При зависимости перечисленных выше параметров от репрессии нарушается линейный вид индикаторной линии.
При зависимости эффективной мощности от интенсивности нагнетания информативность методов ГДИ существенно повышается при их комплексировании с методами промыслово-геофизического контроля (ПГИ).
5.2.1.3. Для количественного определения интервальных расходов (приемистостей) в комплекс ПГИ должна быть включена механическая расходометрия. Режимные измерения методом термометрии позволяют контролировать изменения во времени работающих (принимающих) толщин пласта. Для повышения достоверности термических исследований режимные исследования лучше проводить с последовательным увеличением репрессии на пласты.
5.2.2 Стандартные гидродинамические исследования
Технология проведения измерений и методика интерпретации результатов не имеет существенных отличий от технологии, описанной в п.5.1.2.
5.2.3 Экспрессные гидродинамические исследования
Технология проведения измерений и методика интерпретации результатов не имеет существенных отличий от технологии, описанной в п. 5.1.3.
5.3 Добывающие насосные скважины
5.3.1Базовые гидродинамические исследования
5.3.1.1. Условия в насосных скважинах не оптимальны для проведения базовых гидродинамических исследований. В первую очередь это связано с экономической нецелесообразностью длительной остановки или изменения режима работы насоса.
5.3.1.2. Необходимость в проведении подобных работ связана с тем, что на большинстве месторождений отсутствует достаточное количество скважин, эксплуатируемых в режиме фонтанирования или закачки.
5.3.1.3. Технология проведения измерений аналогична п.5.1.1.
5.3.1.4. Необходимые для интерпретации значения дебита рассчитываются на основе эксплуатационных характеристик насоса или результатов измерений в мерной емкости. На этапах простоя скважины, в процессе подъема динамического уровня дебит рассчитывается по темпу изменения давления на забое и устье во времени.
5.3.1.5. Способ обработки результатов измерений определяется интенсивностью послепритока, который в свою очередь зависит от типа используемого насоса.
В скважинах, оборудованных струйными насосами, послеприток практически отсутствует, что позволяет для периода стабильной или циклической работы насоса использовать метод Хорнера.
В скважинах, оборудованных ЭЦН, послеприток оказывает существенное влияние. Фактически после остановки насоса регистрируется кривая КВУ. Интерпретация результатов измерений производится в несколько этапов. Сначала по кривой изменения забойного давления во времени оценивается кривая дебита. Затем проводится совместная обработка непрерывных кривых изменения дебита и давления по п.3.2.2. Она позволяет оценить как параметры пласта и скин-фактор. Внедрение данной технологии в промысловую практику позволяет, не затрачивая средства на дополнительные исследования, существенно поднять качество получаемой информации. Причем, в этом случае отпадает необходимость в регистрации классических КВУ (при отключении насоса). Вполне достаточно проводить непрерывные измерения в процессе резкой смены режима работы насоса.
При базовых исследованиях недопустимо использовать данные об изменениях во времени параметра забойного давления, полученного путем пересчета по уровням.
5.3.2 Стандартные гидродинамические исследования
5.3.2.1. Технология стандартных исследований включает:
Исследования на стабильном режиме отбора. По результатам оценки дебита и забойного давления оценивают коэффициент продуктивности, по величине которого определяют фильтрационные параметры пласта согласно п.3.1.1.
Регистрацию КВУ по окончании работы насоса. Стандартная технология обработки этих данных изложена в п.3.2.1. В результате определяют продуктивность скважины и сопутствующий набор гидродинамических параметров пласта.
Регистрацию КВУ при увеличенном (до нескольких суток) времени простоя скважины. При обработке таких результатов предполагают, что восстановление давления на конечном участке кривой определяется в основном упругими свойствами пласта. На этом основании для обработки используют стандартный способ Хорнера. К этим результатам следует относиться с большой осторожностью. Интенсивный приток в скважину непосредственно после прекращения работы насоса не может не оказывать существенно воздействие на поведение давления.
5.3.2.2. Необходимые для интерпретации значения дебита рассчитываются на основе эксплуатационных характеристик насоса или результатов измерений в мерной емкости. На этапах простоя скважины, в процессе подъема динамического уровня дебит рассчитывается по темпу изменения давления на забое и устье во времени.
5.3.2.3. При базовых исследованиях недопустимо использование данных об изменении во времени забойного давления, полученных путем пересчета по уровням.
5.3.2.4. При прямых измерениях забойного давления и наличии достоверных данных о дебите совместная обработка непрерывных кривых изменения дебита и давления выполняется согласно п. 5.3.2.2 с целью раздельной оценки параметров пласта и скин-фактора. Подобная технология работ весьма перспективна, поскольку позволяет выполнить массовые и надежные расчеты фильтрационных параметров пласта, необходимые для гидродинамического моделирования.
Экспресс исследования
. При экспресс исследованиях замеряют глубину уровня жидкости в стволе. По глубине уровня рассчитывают величину забойного давления, по темпу изменения уровня во времени рассчитывают дебит.
. Технология экспресс исследований включает :
Исследования на стабильном режиме отбора. По величине дебита и забойного давления оценивают коэффициент продуктивности, по величине которого определяют фильтрационные параметры пласта согласно п.3.1.1.
Регистрация КВУ по окончании работы насоса. Стандартная технология обработки этих данных изложена в п.3.2.1. В результате определяют продуктивность скважины и сопутствующий набор гидродинамических параметров пласта.
5.3.3.3. Значения дебита в режиме отбора рассчитываются на основе эксплуатационных характеристик насоса или результатов измерений в мерной емкости.
5.4 Скважины, осваиваемые компрессированием или свабированием
5.4.1Базовые гидродинамические исследования
5.4.1.1. Основу технологии базовых гидродинамических исследований составляют непрерывные измерения во времени забойного, буферного и межтрубного давлений.
5.4.1.2. В течение всего периода освоения скважины (включая предшествующий простой, вызов притока и восстановление давления и уровня) параллельно могут проводиться измерения положения уровня раздела фаз в стволе и в межтрубном пространстве с помощью эхолота или по данным ПГИ (по методам определения притока-состава).
5.4.1.3. При нескольких циклах освоения гидродинамические измерения должны охватывать все циклы.
5.4.1.4. Для достоверной обработки результатов должна быть известна предыстория работы скважины (длительности и дебиты предшествующих режимов) во временном интервале, превышающем время исследований как минимум в 3-5 раз.
5.4.1.5. В период восстановления уровня (после стравливания, окончания свабирования и т.п.) желательны синхронные замеры уровня (с помощью ПГИ или эхолотом).
5.4.1.6. Обработка возможна при наличии данных о текущем пластовом давлении, которое либо известно по промысловым данным или оценивается в процессе текущих исследований одним из следующих способов:
замер забойного давления в длительно простаивающей скважине (обычно перед началом испытаний),
обработка конечного участка кривой восстановления уровня,
обработка кривой восстановления уровня методом индикаторной линии.
В идеале оценки величины пластового давления различными методами должны быть близки. При резких расхождениях выбор наиболее предпочтительного способа производится на основании следующих критериев:
Замеры в длительно простаивающей скважине следует считать наиболее достоверными, если есть уверенность в гидродинамической связи пласта и забоя скважины. Этому методу следует отдать приоритет.
По конечному участку КВУ пластовое давление определяется надежно при большом времени выдержки скважины (от 10 до 40-50 часов в зависимости от проницаемости пласта) и достоверной информации об изменении дебита в процессе исследований.
По индикаторной диаграмме пластовое давление можно оценить при времени восстановления уровня не менее 7-10 часов. Этот метод оценки в большинстве случаев является приближенным
5.4.1.7. Наиболее достоверную информацию о гидродинамических свойствах пласта получают при совместной обработке непрерывных кривых изменения во времени давления и дебита согласно п.3.2.2.
5.4.1.8. При необходимости оценить интегральные фазовые дебиты проводят совместную обработку результатов измерений давления и фазовых уровней согласно п.3.2.3.
5.4.2 Стандартные гидродинамические исследования
5.4.2.1 Работы по освоению скважины сами по себе сложны, дороги и нестандартны. Большинство технологических операций в стволе проводится вне зависимости от того, проводятся там гидродинамические исследования или нет. Поэтому упрощение технологии гидродинамических исследований не приводит к существенному удешевлению общей стоимости работ. Поэтому такие сложные скважины желательно исследовать по технологии, описанной в п. 5.4.1.
В технологии исследований возможны следующие упрощения:
Не проводятся измерения уровней. В этом случае расчеты дебита по кривой давления проводятся на основе среднего (наиболее вероятного) значения плотности смеси. Это возможно, поскольку диапазон изменения плотности водонефтяной смеси, как правило, невелик (от 700 до 1100 кг/м3).
Исключаются из комплекса параллельные замеры ПГИ. В этом случае при оценке фильтрационных параметров нельзя опираться на уточненные данные о работающей мощности пластов и о межпластовых перетоках на дату исследований.
5.4.2.3. По названным выше причинам экспресс исследования столь сложных объектов нецелесообразны.
6. Система гидродинамических исследований
Основной принцип организации работ состоит в сосредоточении повышенного внимания на наиболее важных объектах (залежах, являющихся объектами моделирования). Это даст возможность вместо анализа разрозненных результатов отдельных измерений перейти к обобщениям информации по площади.
До выполнения основного объема работ по ГДИ необходимы базовые исследования в процессе вызова притока в двух-трех скважинах. Фонтанирующие скважины должны исследоваться в первую очередь. Причем - по наиболее полной программе. При их отсутствии исследования целесообразно приурочить к этапу освоения. Технология исследований должна соответствовать п.5.1.1.
В целях максимального сокращения потерь при добыче нефти должны быть максимально задействованы при исследованиях нагнетательные скважины. Предварительно проводятся расширенные базовые исследования в 2-3 из них, а затем - технологией стандартных ГДИ охватываются остальные нагнетательные скважины.
По возможности, необходимо приурочить гидродинамические измерения к промыслово-геофизическим исследованиям (ПГИ) в процессе капитального ремонта (согласно плану КРС). Такие исследования обычно выполняются силами геофизической службы, но комплексная интерпретация совместных результатов должна осуществляться заказчиком работ.
Стандартные исследования в эксплуатационных скважинах организуются согласно пп.5.1.2, 5.2.2, 5.3.2. Исследуемые скважины желательно выбирать на разных участках залежи с учетом технического состояния ствола, подземного оборудования, режимов эксплуатации и способов добычи.
Дополнительно необходимо организовать стандартные исследования по п.4.2.4.2 с помощью автономной аппаратуры. Целесообразно одновременно установить 3-5 автономных приборов на локальном участке площади для изучения особенностей реагирования соседних скважин.
Экспресс исследования должны выполняться параллельно с базовыми и стандартными, что позволит оперативно использовать получаемую при их обработке информацию для корректировки всей программы работ на месторождении.
В табл. 6.1 представлена примерная схема организации ГДИ на объекте разработки.
Таблица 6.1
Программа гидродинамических исследований
на этапе разработки месторождения
-
Тип иссле-дования
Объект
Технология работ
Частота и охват
Информативность результата
1.1
1.Базовые
Фонтанные скважины
Регистрация КВД после полной остановки скважины в течение 36-48 часов
Регистрация КПД (КСД) в течение 10-12 часов
Определение депрессий и дебитов на нескольких режимах установившегося отбора (4-5 и более)
Одиночные исследования скважин экспл. фонда
Скважины в процессе освоения
Количественное определение полного набора гидродинамических параметров
Оценка достоверности параметров пласта, получаемых при массовой обработке стандартных и экспресс исследований
1.2
Нагнетательные скважины
Технология работ по п.1 с увеличением в 1.5-2 раза времени простоя скважины
1.3
Скважины в процессе освоения
Одновременная регистрация непрерывных кривых изменения давления и температуры на забое и устье скважины. Промыслово-геофизические исследования (регистрация профилей параметров притока-состава по глубине)
2.1
2. Стандартные
Скважины эксплуатационного фонда
Исследования по п.2 при сокращении времени регистрации КВД до 12-24 часов
Исследования методом установившихся отборов на 3-5 режимах
Исследования скважин автономной аппаратурой в межремонтный период (см. п.3.4 записки)
25-40 % фонда за 1-1.5 года
Информация о текущих гидродинамических свойствах пласта
3. Экспресс
Замеры темпа перемещения уровня в процессе пуска, остановки и изменения дебита скважин
КВД и КСД в течение 5-10 часов
Замеры динамических уровней в скважинах при освоении в процессе промыслово-геофизических исследований
Большая часть фонда в течение года
Коэффициенты продуктивности скважин, приближенная оценка проницаемости пласта
Данные КВД по п.1.2 будут использованы для оценки информативности новых экспресс способов количественных оценок параметров пласта в кратковременно простаивающих скважинах
7 Требования к точности измерения давления
Опыт проведения подобных исследований показывает, что стандартная геофизическая аппаратура (как в дистанционном, так и в автономном варианте) с запасом перекрывает необходимую точность определения приращений давления. Основная проблема состоит в достижении необходимой точности определения абсолютных значений давления (порядка 0.01 МПа). Это необходимо для достоверной оценки пластового давления, показателя скин–фактора и производных параметров. Последнее требует тщательной градуировки скважинных манометров и привязки их показаний друг к другу. Следует подчеркнуть, что при одновременном использовании устьевых манометров, их точность должна быть сравнима с глубинными.
8. Программные средства для автоматизированной обработки результатов гидродинамических исследований
На современном рынке программной продукции представлен большой перечень специализированных программ и систем автоматизированной обработки результатов гидродинамических исследований (ГДИ).
Большинство систем имеют общую методическую базу, каждая их них обязательно реализует набор стандартных упрощенных общепринятых алгоритмов (стандартную обработку КВД и КПД по методу Хорнера, обработку результатов режимных исследований по методу индикаторных линий, обработку КВУ, основанную на оценке коэффициента продуктивности).
В программных продуктах экспресс обработки работа с материалами ограничивается этим примитивным уровнем. Среди таких продуктов можно назвать программы обработки ГДИ в системах СИАЛ-Контроль (АО «СИАЛ», г.Тюмень), ОНИКС («Тверьнефтегеофизика»), ГИДРО (БелНИПИНефть) и др.
На несколько более высокой ступени стоят специализированные пакеты типа «FS-гидродинамика» (ЦГЭ, Москва), «Гидрозонд» (Башгосуниверситет), первые версии «Геккон-гидродинамика» (РГУ нефти и газа, Москва) и др. Наряду с перечисленными выше стандартными алгоритмами, названные системы включают модули для решения обособленных специализированных нестандартных задач (обработка результатов опробования пластов и пр.).
Среди профессиональных научных разработок, следует назвать алгоритмы, созданные специалистами «Информпласт» (ВНИИнефть). Эти алгоритмы позволяют интерпретировать результаты специальных гидродинамических исследований при циклическом нестабильном притоке с учетом особенностей геологического строения пласта и др. К сожалению, данные алгоритмы не объединены в какую-либо коммерческую версию программного обеспечения современного уровня.
В РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина имеется многолетний опыт распространения коммерческой системы «Геккон-гидродинамика» (версии DOS), которая во многом повторяет известные алгоритмы ВНИИ. В настоящее время завершается работа и проходит тестирование более совершенного программного комплекса «ГИДРА» в среде «Windows». Новый комплекс включает специализированый редактор для обработки результатов гидродинамических исследований и их документирования в виде планшетов и кросс-плотов. В числе специализированных алгоритмов данного программного обеспечения следует в первую очередь назвать:
алгоритмы оценки скин-фактора и определения гидродинамических параметров пласта нестабильно работающих скважин;
алгоритмы оценки фазовых расходных параметров при совместной интерпретации результатов измерений давления и фиксации фазовых уровней.
Аналогичные возможности в принципе имеют программные продукты зарубежных компаний, работающих на Российском рынке (Shlumberger, SSI, Kappa Engineering и пр.). Однако, в этих алгоритмах делается акцент на тестирования результатов гидродинамических исследований на основе сложных моделей пласта, что не вполне удобно для оперативных обработок. Также в данных программных модулях не уделено должного внимания вопросам экспресс обработки ГДИ в нестабильно работающих скважинах.
ЛИТЕРАТУРА
Руководство по работе с пакетом специальных программ «Гидродинамические исследования нефтяных и нагнетательных скважин». (БелНИГРИ).
Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин РД-39-3-593-81. ВНИИ, 1982.
Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91, 1990.
Бузинов С.А., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984 г.
Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Проектирование разработки, М.,1983.
Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин, М., Наука, 1995, 522 с.
Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И.. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей, М., Недра, 1984, 263 с.
Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике. ГАНГ, М., 1997 г. (2-ое издание - 1998 г.), 230 с.
Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидроразрыва пласта, М., Недра, 1999, 212 с.
М.Л.Карнаухов, Н.Ф.Рязанцев Справочник по испытанию скважин, М., Недра, 1984.
Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические расчеты для пласта и скважины по результатам ГИС-контроля. М., РГУ НГ, 1999, 46 с.
Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами,М., Наука, 1997, 396 с.
Хисамов Р.С. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М., ВНИИОЭНГ, 2000, 226 с.
Шагиев Р.Г. Гидродинамические исследования скважин. М., Наука, 1998, 301 с.
