Справочник от Автор24
Нефтегазовое дело

Конспект лекции
«Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин»

Справочник / Лекторий Справочник / Лекционные и методические материалы по нефтегазовому делу / Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин

Выбери формат для чтения

ppt

Конспект лекции по дисциплине «Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин», ppt

Файл загружается

Файл загружается

Благодарим за ожидание, осталось немного.

Конспект лекции по дисциплине «Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин». ppt

txt

Конспект лекции по дисциплине «Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин», текстовый формат

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

Рекомендованные лекции

Смотреть все
Геология

Исследования скважин и пластов

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ (ЧАСТЬ 1) Содержание ВВЕДЕНИЕ 1.ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ...

Гидравлика

Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин

КОНСПЕКТ лекций по курсу «Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин» СОДЕРЖАНИЕ С. 1. Цели гидродинамических методов исследования скважин...

Нефтегазовое дело

Интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин

У Тема Комплексная интерпретация результатов гидродинамических исследования скважин. Преподаватель Мусабирова Элина Ирековна www.tyuiu.ru Объемы и мет...

Автор лекции

Мусабирова И.Э.

Авторы

Геология

Исходные данные, программные пакеты

Лекция 1. Исходные данные, программные пакеты Во время лекции рассмотрим программные пакеты и основные виды исходных данных для цифрового геологическо...

Нефтегазовое дело

Цели исследования газовых и газоконденсатных скважин. Технология и техника исследования газовых скважин

Лекция № 12 Исследование газовых скважин Цели исследования газовых и газоконденсатных скважин. Газовые скважины подвергаются различным исследованиям д...

Нефтегазовое дело

Гранулометрический состав, пористость горных пород. Типы пород-коллекторов

Тема: Гранулометрический состав, пористость горных пород Типы пород-коллекторов Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, г...

Нефтегазовое дело

Гранулометрический состав, пористость горных пород

Тема: Гранулометрический состав, пористость горных пород Типы пород-коллекторов Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, г...

Нефтегазовое дело

Гранулометрический состав, пористость горных пород

Тема: Гранулометрический состав, пористость горных пород Типы пород-коллекторов Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, г...

Нефтегазовое дело

Газогидродинамические исследования скважин

Газогидродинамические исследования скважин Газогидродинамические исследования скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся т...

Нефтегазовое дело

Общие сведения об исследованиях скважин

Общие сведения об исследованиях скважин Исследования скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, тех...

Смотреть все