Содержание к диссертации
Введение
1. Причины обводнения и способы их диагностики 7
1.1 Основные причины обводнения продукции добывающих скважин 7
1.2. Инструментальные методы диагностики причин обводнения 15
1.3. Методы диагностики причин обводнения скважин, основанные на обработке промысловых данных 26
Выводы по 1 главе 49
2. Сопоставительный анализ возможностей методов характеристик вытеснения для диагностики причин обводнения скважин
2.1 Обоснование генеральной выборки скважин для сопоставления методик 50
2.2 Сравнительная эффективность методов диагностики причин обводнения на основе данных работы скважин 56
2.3 Основы и применение метода медведского для диагностики причин обводнение 69
Выводы по 2 главе 76
3. Математическая модель формирования и развития заколонных перетоков 77
3.1 Постановка задачи 77
3.2 Формулировка математической модели 80
3.3 Задача о притоке воды в скважину через негерметичность цементирования 84
3.4 Схема численного решения и предварительные результаты 86
3.5 Предлагаемый метод диагностики заколонных перетоков
3.6 Опыт применения предлагаемых методологических подходов
Выводы по 3 главе
Заключение
Литература
- Методы диагностики причин обводнения скважин, основанные на обработке промысловых данных
- Сравнительная эффективность методов диагностики причин обводнения на основе данных работы скважин
- Формулировка математической модели
- Предлагаемый метод диагностики заколонных перетоков
Введение к работе
Актуальность темы. Существуют три основные причины, вызывающие раннее обводнение продукции нефтедобывающих скважин. Это опережающее обводнение по высокопроницаемым каналам и пропласткам; нарушение герметичности цементного камня скважин и, как следствие, притоки из неперфорированных пластов; образование конусов подошвенных вод в монолитных залежах.
Актуальной задачей является своевременная диагностика притоков воды из неперфорированных пластов (заколонных перетоков). Применение используемых для этой цели инструментальных методов, является затратным мероприятием, связанным с остановкой работы добывающих скважин и использованием специальной аппаратуры. Однако даже инструментальные методы часто не позволяют получить количественные характеристики притоков, а, следовательно, выбрать наиболее целесообразные технологии для их ликвидации и прогнозировать эффективность решения проблемы.
Одним из актуальных направлений решения поставленной проблемы является разработка методик на основе анализа промысловых данных о дебите скважины, ее обводненности и забойного давления. В отечественной и зарубежной литературе такие методики, как правило, направлены на исследование причин «естественного» обводнения продукции, связанных с подходом закачиваемой или законтурной воды. В работе предлагается исследовать возможности таких методов анализа для выделения причины обводнения скважин, связанной с заколонными перетоками жидкости или прорывом воды по нарушениям герметичности цементного кольца скважины. Получаемая при таком виде анализа информация имеет косвенный характер и не является достаточной для окончательной диагностики, однако эти данные могут определить характер и масштаб проблемы заколонных перетоков на конкретном месторождении. Отметим, что такого рода анализ промысловых данных не требует остановки скважин и не связан с потерями добычи, т.е. является достаточно дешевым инструментов предварительного анализа.
Цель работы. Анализ возможностей методов графической обработки промысловой информации для выявления перетока воды через негерметичности цементного кольца скважины в интервал перфорации. Создание математической модели процесса формирования заколонных перетоков за счет химического растворения компонентов цементного камня и разработка на ее основе нового диагностического метода анализа промысловой информации.
Научная новизна состоит в следующем:
На сформированных выборках скважин показаны преимущества использования безразмерных координат для анализа характеристик заводнения.
Создана математическая модель процесса образования заколонных перетоков в результате взаимодействия цементного камня с химически активными компонентами пластовой воды и. изучен его механизм.
Введена характеристика притока воды из неперфориро-ванных пластов (фактор заколонных перетоков), позволяющая количественно анализировать значение притока в общем потоке добываемой из скважины продукции.
Разработана методика обработки промысловых данных по зависимости обводненности от времени для выявления заколон-ного перетока воды.
Научная и практическая ценность. Установлен механизм и создана математическая модель процесса формирования заколонных перетоков за счет химического растворения цементного камня. Разработана методика выявления заколонных перетоков по промысловым данным дебита и обводненности скважин в зависимости от времени. Предлагаемая методика диагностики заколонных перетоков реализована в программном пакете «Анализатор МЭРов» ГП ХМАО НАЦ РН им. В.И. Шпильмана и использовалась при геолого-промысловом анализе разработки Западно-Ассомкинского и Руфь-Еганского месторождений, а также Эн-тельской площади Мамонтовского месторождения.
Достоверность результатов диссертационной работы обоснована использованием классических подходов к анализу процессов физико-химической и подземной гидродинамики, химических закономерностей взаимодействия цементного камня с агрессивными жидкостями, использованием основных принципов механики многофазных сред, а также практическим испытанием разработанной методики на промысловом материале реальных эксплуатационных скважин.
На защиту выносится:
Математическая модель процесса формирования заколон-ных перетоков за счет взаимодействия цементного камня с химически активными компонентами пластовых вод.
Методика обработки промысловых данных для выявления скважин с притоком избыточной воды и их количественной оценки на основе определения фактора заколонных перетоков.
Апробация работы. Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и научных школах:
IX и XI научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2005, 2007).
IV школе-семинаре «Теплофизика, гидрогазодинамика и теплотехника» Тюменского государственного университета (Тюмень, 2007 г.)
семинарах в ГП ХМАО НАЦ РН им. В.И. Шпильмана, в ТФ ИТПМ СО РАН (2009-2010) и на физическом факультете Тюменского государственного университета.
Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 4 работах, список которых приводится в конце автореферата, в том числе 2 статьи в журналах из перечня ВАК.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, и списка литературы. Работа изложена на 107 страницах, иллюстрирована 62 рисунками. Список литературы состоит из 51 наименования.
Методы диагностики причин обводнения скважин, основанные на обработке промысловых данных
Задача выявления механизма обводнения продукции скважин является некорректной, поэтому для выяснения причин обводнения скважин необходим комплекс мероприятий по решению этой задачи. Можно выделить три главных направления в решении этой задачи: применение геофизических методов контроля технического состояния скважин, трассерные исследования, проведение гидродинамических исследований в скважине, исследование химического состава пластовых вод, а также анализ промысловых данных, таких как динамика обводненности продукции, дебиты нефти и воды.
Первое направление включает проведение промыслово-геофизических исследований (ПГИ) в скважине. В их числе: термометрия, глубинная расходометрия, радиоактивные методы, акустические методы.
В основе метода термометрии - выявление температурных аномалий, то есть, отклонений от термодинамического равновесия в стволе скважины. В статических или равновесных условиях измеряемая в скважине температура равномерно увеличивается с глубиной. Это увеличение обусловливается восходящим потоком тепла от центра Земли к поверхности. Измеряемое изменение температуры с глубиной определяется как геометрический градиент. Нормальный диапазон изменения геометрического градиента 0.01-0.036 К/м, в Западной Сибири, к примеру, он составляет 0.02 К/м. Каждый географический регион характеризуется своим геотермическим градиентом, который легко определить, если он еще не известен, путем измерения распределения температуры в закрытой скважине.
В действующих добывающих и нагнетательных скважинах статические равновесные условия отсутствуют. Профили измеренных в скважине температур отличаются от нормального геотермического градиента вследствие закачки или добычи флюидов, различающихся термодинамическими свойствами. В рабочих условиях устанавливается равновесный или близкий к нему профиль температур, но он отличается от получаемого при статических условиях. Если циркуляция, закачка или добыча прекратятся, профиль температуры в стволе скважины со временем будет соответствовать геотермическому градиенту. Путем контроля такого перехода с помощью записи серии- температурных кривых можно выделить интервалы притока пластового флюида в скважину или поступления закачиваемой1 жидкости в пласт, установить факт заколонных перетоков, обнаружить негерметичность обсадных труб и т.д.
С помощью глубинной расходометрии можно измерить скорость течения жидкости в стволе, которая может быть пересчитана в объемный расход. В расходомере применяется низкоинерционное лопастное колесо, которое вращается с частотой, пропорциональной линейной скорости течения скважинной жидкости, проходящей через него. При исследовании обычно производятся непрерывные измерения во всем вскрытом интервале продуктивного пласта, хотя могут вестись и точечные измерения. Вертушечный расходомер может использоваться для следующих целей. измерение профиля притока или приемистости; оценка результатов ремонтных и интенсифицирующих работ, проведенных для увеличения продуктивности вскрытого интервала; выявление снижения добычи вследствие межпластовых перетоков и преимущественного притока из высокопроницаемых пропластков; обнаружение утечек через пакер, насосно-компрессорные и обсадные трубы или забойную пробку.
С помощью глубинного вертушечного расходомера могут, быть получены хорошие количественные данные при измерениях в однофазном потоке. Скважинные исследования проводятся с целью идентификации интервала, через который в скважину поступают чрезмерные объемы воды, и вертушечный расходомер позволяет получить такую информацию даже1 в случае двухфазного течения.
Метод мониторинга радиогеохимической аномалии [28, 29] применим для мониторинга, обводняющих интервалов пласта в добывающих скважинах, а также для мониторинга основных поглощающих интервалов по разрезу нагнетательных скважин. Закачиваемая вода содержит некоторое количество частиц радиоактивных компонентов, которые способны адсорбироваться в ПЗП поглощающих пропластков разреза нагнетательной скважины, а также в ПЗП водопроявляющих пластов разреза добывающей скважины.
Обводняющие и поглощающие интервалы определяются путем сравнивания кривых замеров ГК скважины по необсаженному и по обсаженному стволу. Согласно методу мониторинга радиогеохимической аномалии интервалы разреза добывающих скважин, в которых при эксплуатации залежи с ППД отмечается рост интенсивности у-излучения, обводняются закачиваемыми водами. По тем же признакам, определяются поглощающие интервалы в разрезах нагнетательных скважин. Применение метода радиоактивных индикаторов предпочтительно при низких расходах, когда вертушечные расходомеры не могут быть использованы. В поток жидкости вводится небольшая оторочка радиоактивного индикатора и контролируется ее перемещение. Путем измерения времени, в течение которого оторочка индикатора проходит определенное расстояние (от эжектора до детектора или между двумя детекторами), определяют линейную скорость течения.
Сравнительная эффективность методов диагностики причин обводнения на основе данных работы скважин
Далее, используя численное конечно-разностное решение уравнения (1.3.11) методами регрессионного анализа определяются коэффициенты a, b или и, и, тем самым, определяются характеристики гидродинамической связи между водоносной и нефтеносной областью и нарушений герметичности колоны. Недостаток данной методики, по-видимому, в том, что она не позволяет локализовать ни заколонные перетоки, ни связь с водоносной областью. Наконец, возможно взаимоналожение факторов, например, наличие гидродинамической связи между водоносной и нефтеносной областью может быть интерпретировано как заколонные перетоки в добывающих скважинах. В западных методиках [14, 17] есть возможность диагностировать причины обводнения как на уровне пласта, так и на уровне отдельной скважины. Методы предельно просты и основаны на обработке данных о добыче нефти и жидкости.
К.С. Чен в работе [17] предложил вариант методики, основанной на анализе динамики ВНФ и его производной по времени. Методика разработана путем систематического изучения числовых моделей, описывающих состояние скважины во время добычи.
Им было показано, что эта зависимость для добывающих скважин имеет различную характерную форму при разных причинах обводнения продукции скважины. Производная зависимости водонефтяного фактора по времени даёт возможность оперативно оценить причины роста обводнённости и избыточной добычи воды. Одним из условий применимости данного анализа является достаточно частые замеры дебита жидкости и обводненности, автор [17] рекомендует использовать пробы, отбираемые ежедневно, допуская использования помесячных замеров.
Выбор типа диагностического графика, удобного для анализа причин обводнения осуществлялся на основе численных расчетов задач идентичных по распределению проницаемости, пористости, нефтенасыщенности в пласте и степени перфорации продуктивной толщины в.добывающей скважине. Отличие в задачах заключалось в геометрии залежи или наличии подошвенной воды. В структуре предложенного диагностического графика выделяются» следующие интервалы. Первоначально обводненность продукции постоянна и определяется начальной, водонасыщенностью пласта и относительными проницаемостями воды и нефти. Длительность этого этапа для скважин с конусообразованием зависит от положения водонефтяного контакта относительно нижней точки интервала перфорации, дебита скважины и анизотропии проницаемости в призабойной зоне. Для скважины с опережающим прорывом воды по высокопроницаемому пропластку этот интервал значительно длиннее, так как определяется расстоянием до ближайших нагнетательных скважин и темпа закачки воды в.пласт.
При прорыве конуса воды в перфорированный интервал рост обводненности продукции определяется расширением конуса воды в призабойной зоне и снижением нефтенасыщенности внутри самого конуса. В к результате рост водонефтяного фактора происходит не резко, а постепенно. При прошествии некоторого времени конус воды стабилизируется, и зависимость водонефтяного фактора от времени выполаживается. Дальнейший рост обводненности наблюдается при- прорыве в скважину закачиваемой в 1 пласт воды. При опережающем прорыве воды по высокопроницаемому пропластку происходит резкий рост водонефтяного фактора. При полном обводнении этого пропластка может также наблюдаться выполаживание зависимости водонефтяного фактора от времени. Затем ситуация может повторится (опять резкий рост, затем выполаживание кривой) в случае прорыва воды по следующему пропластку. Переходный период может быть различным по длительности, и в общем случае его продолжительность зависит от соотношения проницаемостей объектов, дренируемых скважиной. Чем выше разнородность по проницаемости, тем заметнее будет переходный период. Как показывает опыт аналогичных работ, проведённых по другим залежам, при соотношении проницаемостей менее четырех переходный период не будет заметен при существующей дискретности данных (регулярность замеров -каждые 30 дней).
На рис 1.3.4 приведен пример из работы [17], демонстрирующий различия в форме кривых зависимости водонефтяного отношения от времени для двух случаев: конусообразования и прорыва, по высокопроницаемому каналу. Для прорыва по высокопроницаемому каналу в этих координатах характерен почти линейный рост водонефтяного фактора после непродолжительного периода почти безводной работы. При конусообразовании водонефтяной фактор уже в первые дни достигает значений порядка 0.2-1, после чего стабилизируется. Последующий рост водопритока обусловлен уже прорывом закачиваемой воды.
Формулировка математической модели
Первая прямая соответствует выработке запасов из высокопроницаемой (проводящей) среды. Если на начальной стадии разработки основной вклад в добычу нефти дает эта среда, то на поздней стадии (легкоизвлекаемые запасы выработаны), она является основным источником воды. Водонефтяной фактор замедляет рост, а добыча нефти ведется за счет запасов в низкопроницаемой (подпитывающей) среде. Это соответствует второму отрезку кривой 1.3.8.
К недостаткам указанной методики следует отнести невозможность идентификации заколонных перетоков, гидравлических трещин, связанных с водоносной областью. Кроме того, метод не позволяет разделить эффект трещиновато-поровой среды и высокой фильтрационной неоднородности пласта.
Такая же модель (водонефтяной фактор от накопленной добычи нефти в логарифмических координатах) используется Д.Уолкоттом [11] с целью анализа разработки резервуара и обводнения скважины. В данной работе указывается на прямолинейный характер обводнения. При этом подразумевался механизм обводнения-скважин, соответствующий вытеснению-нефти водой по однородному пласту. Аппроксимируя кривую обвод нения линейной» функцией (см. рис. 1.3.7) и, зная параметры, этой функции можно оценить извлекаемые запасы нефтедобывающего объекта (скважины, пласта), экстраполируя накопленную добычу нефти на предельное значение водонефтяного фактора (например, 50, что соответствует обводенности 98%). Метод является частным случаем метода характеристик вытеснения. Если полученное значение извлекаемых запасов намного ниже, чем по другим характеристикам вытеснения, это обстоятельство интерпретируется, как дополнительное обводнение. Данное представление является- спорным с двух позиций. Во-первых, прогнозное значение извлекаемых запасов, получаемое по. различным характеристикам вытеснения, может варьироваться как в меньшую, так и в большую сторону, по отношению к значению, полученному по одной, отдельно взятой характеристике. Во-вторых, значительный разброс результатов, как правило» интерпретируется как низкое качество, исходной информации, а не какой-либо систематически действующий фактор. В-третьих, необоснованной является генеральная идея, согласно- которой характеристика Уолкотта имеет приоритет над остальными характеристиками. В качестве исходной информации используется динамика водонефтяного фактора, как правило, зашумленная. И, конечно, главным недостатком метода является его задача по выявлению самого факта дополнительного обводнения, однако он не позволяет оценить ни его причину, ни получить количественный эквивалент..
Заметное преимущество на этом фоне имеет методика интерпретации промысловых данных, представленная» в [18]. Диагностический график строится в безразмерных координатах текущая относительная накопленная добыча нефти - текущий относительный объем накопленной добычи жидкости. Обезразмеривание первой координаты, производится на текущий объем добытой жидкости, а второй координаты на значение накопленной добычи жидкости на момент исследования: где V0CU, Vwcu - текущие значения накопленной добычи нефти и- воды, Vj, Vj -общая накопленная добыча нефти и воды на момент исследования. Все показатели относятся только к интервалу обводнения продукции.
Построение характеристик обводнения начинается с месяца, в котором скважина начала давать обводненную продукцию: Если скважина в течение короткого периода давала обводненную продукцию, а затем длительное время безводную нефть, то при построении характеристики кратковременное обводнение и добытая за этот период вода не учитываются в накопленных отборах воды.
Согласно представленным выше формулам характеристика обводнения показывает изменение доли накопленной добычи нефти в накопленном объеме жидкости, отобранной за водный период, в зависимости от этого объема. Как правило, такая динамика хорошо аппроксимируется прямолинейными отрезками.
При изучении процессов обводнения скважин различных залежей Ромашкинского месторождения выявлено пять типов характеристик. В соответствии с этим скважины подразделены на пять групп. Причем каждая группа кривых соответствует определенному типу продуктивного разреза скважины. Таким образом, методика Меркуловой-Гинсбурга позволяет по виду характеристики обводнения скважины качественно определять тип продуктивного разреза скважины, а также состояние заводненности отдельных , пропластков. Также характеристики обводнения могут быть применены для оценки эффективности изоляционных работ.
Определение источника обводнения скважины согласно методике производится по ее первоначальному участку характеристики обводнения. Согласно методике, основным признаком, отличающим характеристики скважин, обводнившихся из-за прорыва воды по продуктивному пласту, от скважин обводнившихся из-за заколонного перетока является начальная ордината при х=0. Если начальная ордината характеристики равна 1, то согласно [18] скважина обводнилась по причине заколонной циркуляции (рис. 1.3.9). Если начальная ордината характеристики обводнения меньше 1, то скважина обводнилась за счет прорыва воды (рис. 1.3.10).
Предлагаемый метод диагностики заколонных перетоков
Предлагаемые подходы к диагностике заколонных перетоков прошли испытания в рамках на скважинах трех эксплуатационных объектов. Первые два относятся к одной залежи одного пласта, но к разным лицензионным участкам. Обработка этих объектов осуществлялась в рамках одного проектного документа. Третий объект удален от двух предыдущих как географически (относится к Вартовскому, а не к Сургутскому своду) так и в геологическом плане, поскольку относится к верхней юре, а не к неокомским отложениям. В данной работе результаты по нему представлены для демонстрации инвариантности методологических подходов относительно геолого-географического фактора.
Результаты применения методики на скважинах второго объекта Как следует из представленных результатов, по всем трем объектам наблюдается качественно сходная картина. Кривые обводнения большинства скважин одного и того же объекта в безразмерных координатах (f, Т) образуют общий тренд и, соответственно, могут быть аппроксимированы одной и той же функциональной зависимостью f(T). Более того, один и тот же вид функции f(Т) применим для аппроксимации кривых обводнения скважин разных, но близкорасположенных и сходных по геологическому возрасту, объектов. Данный эффект можно наблюдать по объектам 1 и 2.
Кроме того, на каждом из трех объектов выделено по 1-2 скважины, кривые обводнения по которым существенно (в т.ч. качественно) отклоняются от общего тренда по объекту. На первом объекте эта скважина 5Г (значения f ниже тренда примерно на 35%), на втором - 1071 и 1003 (отклонения от тренда по которым достигают 50%), на третьем - 17IP и 37 (наличие почти вертикальных участков кривой). Анализ обводнения по каждой из этих скважин проведен с использованием предложенной методики.
Скважина 5Г не описывается предлагаемым алгоритмом, для анализа были привлечены другие источники информации. Так, по данным РИГИС, скважина 5Г вскрывает водонефтянуюзону. Соответственно, преждевременное обводнение по ней вероятно обусловлено формированием конуса воды.
По скважине 1071 обводнение действительно обусловлено техническим состоянием. Кривую по этой скважине можно разделить на два участка - до ликвидации перетока (Т 1) и после ликвидации. На первом участке наблюдается существенное отклонение кривой от общего тренда. Описание этой кривой в рамках предлагаемой методики (см. ряд «1071 преобр.») в преобразованных координатах (f ,T ) позволило нейтрализовать это отклонение - точкифяда «1071 преобр.» почти не выделяются из общего тренда: На»втором, участке существенных отклонений не наблюдается уже в координатах (f,T), а в координатах (f ,T ), напротив, кривая лежит выше общего тренда.
По скважинам 1003, 37 и 171Р наблюдается примерно одна и та же картина. Кривые обводнения этих скважин в координатах (f,T) качественно отличаются от общего. тренда, переход же в координаты (f ,T) привело поведение их кривых обводнения в соответствии с общим трендом.
В целом же результаты применения методики подтвердили как ее работоспособность, так и корректность основных выводов теоретического плана.
Проведена модификация метода Медведского, позволяющая анализировать технологические показатели работы скважин, обводнившихся за счет заколонных перетоков. Последние учитываются с помощью функциональной зависимости фактора заколонных перетоков от времени. Эта зависимость получена по результатам аппроксимации результатов численного моделирования;
Апробация методики на материале реальных скважин подтвердила ее работоспособность и возможность использования при проектировании разработки нефтяных месторождений.
