Интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин

У Тема Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин. Преподаватель Мусабирова Элина Ирековна www.tyuiu.ru Объемы и методы промыслово-геофизических исследований определяются назначением скважины, способом и режимом ее эксплуатации, решаемыми задачами. Эффективность ПГИ ( промыслово-геофизических исследований) определяется многократностью проведения замеров при смене условий (режимов) в скважине. Обычно для технологий ПГИ используют следующие режимы работы скважины. Скважина работает со стабильным расходом, работает в режиме фонтанирования. Последовательно проводят измерения в технологическом режиме: серию замеров на установившемся режиме при различных депрессиях и непосредственно после прекращения эксплуатации; регистрацию на фиксированных глубинах КВД и температуры после прекращения эксплуатации; серию замеров после пуска или изменения дебита, запись на фиксированных глубинах во времени кривых стабилизации давления и температуры. Скважина работает с нестабильным или низким дебитом в процессе освоения. Нестационарные условия исследований: регистрация разновре- менных диаграмм по глубине при изменении режима работы скважины или затухании притока; изменение во времени давления и температуры; регистрация кривых изменения давления на устье и на забое; фиксация те- кущего положения фазовых уровней. Скважина работает в нестационарном режиме с нестабильным дебитом, измерения повторяют в технологическом режиме эксплуатации и в остановленной скважине (после 5-10 часов и более) с одновременной регистрацией устьевых температуры, давления, дебита газа, нефти, воды; на нескольких установившихся режимах нагнетания (отбора), отличающихся депрессиями после их стабилизации; в простаивающих скважинах; замеры после пуска или изменения дебита через: 0,5, 1, 2, 3, 5 часов и т.д. 4. В малодебитных скважинах, работающих в режиме пульсирующего потока, дополнительно проводят флуктуационные измерения. Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость. Из всех видов ПГИ системный подход наиболее важен для исследований, направленных на оценку параметров, позволяющих в итоге давать распре- деления в пластах остаточных запасов углеводородов. Перед вводом месторождения в разработку производится подсчет и утверждение в ГКЗ запасов. Затем по мере разбуривания залежей запасы углеводородов обязательно уточняются (в том числе и поблочно) с учетом информации ГИС-ПГИ-ГДИС, полученной по более плотной сетке скважин (корректируются размеры залежи, положения контуров и значения петрофизических параметров). Также на этот момент времени оценивают наблюдаемые тенденции по выработке пластов, включая данные по лабораторным исследованиям кернового материала, пластовых флюидов, результаты анализа истории разработки (накопленные отборы и закачки). В этой связи в процессе кустового разбуривания площади рекомендуется применять расширенные комплексы ГИС (максимально приближенные к комплексам разведочных скважин); поинтервальные испытания, отбор и анализ керна в скважинах с малыми углами наклона ствола (одна скважина на куст), чтобы можно было оперативно скорректировать петрофизические зависимости, уточнить ФЕС и потенциальную энергию пластов [18]. Угол наклона скважины должен позволять проводить исследования без применения специальных методов доставки приборов на забой. На поздней стадии разработки данная сеть скважин позволит составить более точную картину распределения остаточных запасов. В основе оценок по выработке запасов, как правило, выбирают уча- сток (объект), расположенный в зоне опытно-промышленной эксплуатации. Для такого участка по геолого-промысловым данным может быть построена гидродинамическая модель, настройка которой должна произ- водиться с учетом всех имеющихся здесь результатов ПГИ-ГДИС. В комплексах ПГИ на этой стадии исследований должно быть предусмотрено максимально возможное применение наиболее эффективных методов (ИННК с закачками MB, C/O-каротаж, ВАК, механическая расходометрия в комплексе с ТМ и БМ на нескольких режимах отбора, опробователи пластов, др.). 65 Анализ выработки проводят комплексно (при настройке гидродинамической модели по результатам ГИС- ПГИ-ГДИС, данных керновых исследований). При необходимости могут быть проведены дополнительные межскважинные исследования (ВСП, ГДП, трассирования MB) с целью выявления гидродинамической связи пластов и скважин, выявления непроницаемых барьеров и выклинивания продуктивных толщин. Средства- ми анализа процессов выработки могут быть профили, карты, ЗD- построения. Также количественно оцениваются изменения положения контактов, коэффициенты вытеснения, текущей нефте- или газонасыщенности, охвата (выработкой, заводнением), нефте(газо)отдачи: Расхождения накопленных по объекту объемов добытой нефти, определенных методами материального баланса и по данным ГИСПГИ, не должны расходиться более, чем на 10-15% (иначе необходимо установить причину расхождения). Для решения задачи о распределении остаточных запасов производят построения: •– профилей выработки запасов (для чего с учетом искривленности ствола скважины устанавливается соответствие разбивок продуктив- ных толщин по ГИС с результатами выполненных ПГИ, оценками ФЕС пласта по ГДИС и данными по накопленным отборам-закачкам); •– карт остаточных газо- и нефтенасыщенных толщин (учитываются только толщины, в которых КН.тек>КН.о); •– карт текущей (средневзвешенной по толщине пласта) нефте(газо)насыщенности (в нагнетательной скважине принимается КН.тек=КН.о); •– карт коэффициента вытеснения подвижной нефти средневзвешенный по толщине параметр: Рвыт � КК.нач Обеспечение оценок работающих толщин, состава и профиля притока, приемистости. Оценки работающих толщин пласта могут быть выполнены при включении в комплекс ПГИ методов: ТМ, ШИ и ШС-А,Э, НК, ГК (при фиксации эффекта РГЭ) в сопоставлении с результатами РМ, ТА, опробователей. Обязательным условием такой технологии является запись параметров на технологическом (или близких к нему) режимах ра- боты скважины [17]. Оценки профиля притока (приемистости) для пласта могут быть получены на основании кривых методов РМ (лучше, если они при замере обеспечивают пакеровку пространства между прибором и обсадной колон- ной), реже ТА (только если поток – гомогенный), а также с использовани- ем поточечных опробователей пласта (типа «MDT», «CHDT»). Состав притока в скважине, эксплуатирующей (опробующей) один пласт, интегрально может быть определен по устьевому дебиту. Диффе- ренциально состав притока оценивают косвенно (распространяя измеряе- мые параметры состава в стволе с возможным распределением флюидов в пласте). В измерительный комплекс обычно входят методы: БМ (оценки по градиенту давления с учетом гидравлических потерь), ВЛ, РИ, ПЛ, ТА, а также ШС (по амплитудно-частотным характеристикам). Оценки состава флюида в стволе возможны также методами НК при использовании малых зондов (доинверсионных). Фазовые профили притока (2-х и 3-х фазного потока) допускается оценивать только при использовании метрологически обеспеченных дат- чиков: РМ, МН, ТМ и состава (например, ПЛ, РИ, ВЛ, «GHOST»). Другим обязательным условием выполнения таких оценок является применение аппаратуры, оснащенной многодатчиковой измерительной системой (не- сколько датчиков состава распределены по сечению потока), что позволяет определить распределение состава потока в стволе наклонных и горизонтальных скважин (дополнительно здесь используются результаты инклинометрии). Наконец, программа интерпретации должна оценивать необходимые поправки за структуру потока смеси (а для технологии с БМ- РМ и гидравлические потери). Таким образом, измеренные датчиками со- става профили истинных объемных долей продукции в стволе должны быть преобразованы в профили расходных фазовых параметров с даль- нейшим их пересчетом в профили фазовых дебитов. Источник обводнения может быть оценен, если известны профили притока фаз в отсутствии в стволе скважины заколонных перетоков. Иначе необходимо использовать методы, способные определить направление пе- ретока (ТМ, КНАМ) и состав перетока (ШС-А,Э). Системный характер данных исследований заключается в необходи- мости оценки в околоскважинном пространстве характеристик работы пласта. Чем в большем количестве скважин будут изучены и сопоставлены с гидродинамической моделью характеристики работы продуктивных толщин, тем проще будет настроить модель и давать оптимальные реко- мендации на проведение ГТМ или РИР в скважинах, работающих с нару- шениями. Обеспечение оценок заколонных межпластовых перетоков. Основной способ выявления и оценки заколонных перетоков флюидов - серия замеров ТМ на режимах (включая статику). Оценивают как видимые изменения градиента термограмм, так и эффекты инверсии в локальном интер- вале при восстановлении теплового поля к геотермическому [17]. На качественном уровне относительно просто по форме термоаномалий определяют направление перетока. Программы интерпретации таких данных, дающих количественные оценки расхода перетока, основаны на решении упрощенного уравнения теплопроводности в скважине, учитывающем как влияние тепловых свойств флюида, вмещающих пород и конструкции скважины, так и эффект тепло- переноса, вызванный движением масс флюида при перетоке. Для заколон- ных перетоков снизу предел чувствительности данной методики с исполь- зованием многорежимных записей ТМ – для газа порядка 500 н.м3/сут, для жидкости порядка 0,5 м3/сут. Для заколонных перетоков 3сверху со- ответственно: для жидкости критический расход – свыше 3 м /сут., а для газа - свыше 3000 н.м3/сут.) [17]. Количественные оценки интенсивности и состава перетока воз- можны также с помощью метода спектральной акустической и электро- магнитной шумометрии. Обрабатываются амплитудно - частотные спек- тры обоих типов шумов, измеренные индивидуально для каждой точки глубинного профиля (исходный результат измерений – волновые картины). По пиковым частотам оценивают шумы, вызванные перетоком (с учетом возможного размера каналов в негерметичном цементном пространстве). По спектрам электромагнитной шумометрии (в сравнении с сигналами акустической спектральной шумометрии) разделяют шумы, вызванные за- колонным движением воды, от шумов фильтрации нефти и газа. Кроме то- го, заколонные движения воды интенсивностью выше 5 м /сут могут быть разделены при использовании прибора, имеющего прямой (50 см) и обрат- ный (25 см) зонд метода наведенной активности по кислороду (типа КНАМ), а также при использовании MB или ИР (по показаниям НК или ГК), если технологией исследований предусмотрена закачка активирован- ного флюида в скважину с негерметичным ЦК. Системный характер данных исследований состоит в необходимости выявления заколонных циркуляции (особенно с большими расходами) как можно в большем количестве объектов, где они имеют место. Это позволит своевременно принять меры как по проведению РИР с целью ликвида- ции выявленных перетоков, так и учесть при гидродинамическом модели- ровании существующие между залежами массопереносы флюидов. Обеспечение оценок фильтрационно-емкостных свойств и энергетики пласта. Совместно с комплексами ПГИ могут выполняться иссле- дования по методике ГДИС. Результаты этих измерений помогают оценить в скважинах текущие режимы работы пласта, его продуктивность, нали- чие скин-фактора (зон кальматации или трещин) в ближней зоне, а также выйти на оценку проницаемости дальней зоны, определить пластовое дав- ление, а при длительном замере даже и типа резервуара вокруг скважины. Все это делает технологии ГДИС незаменимыми при мониторинге эксплуатации пласта и скважины. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! www.tyuiu.ru