Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин
Выбери формат для чтения
Загружаем конспект в формате ppt
Это займет всего пару минут! А пока ты можешь прочитать работу в формате Word 👇
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