Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор предшествующих исследований 9
1.1. Введение в проблематику 9
1.2. Цели и задачи промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов 11
1.3. Классификация гидродинамических методов исследования скважин 13
1.4. Методы исследования скважин по квд 14
1.4.1. Методы интерпретации квд без учета притока 15
1.4.2. Методы обработки квд с учетом притока 18
1.5. Определение по квд дополнительного фильтрационного сопротивления в призабойной зоне пласта 20
1.6. Влияние неоднородности пласта на квд 22
1.7. Особенности неустановившейся фильтрации флюида в трещинно-поровых коллекторах 23
1.8. Методы определения по квд фильтрационно-емкостных параметров трещинно-поровых коллекторов 29
1.9. Оценка по квд коэффициента продуктивности скважин, вскрывших трещинно-поровые коллекторы 32
1.10. Современные методы определения по квд фильтрационных характеристик коллектора 33
1.11. Обоснование тематики диссертационной работы 35
Глава 2. Совершенствование методов гидродинамических исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации в трещинно-поровых коллекторах 36
2.1. Технология проведения гидродинамических исследований скважин 37
2.2. Анализ формы КВД в би- и полулогарифмических координатах 44
2.3. Методы оценки типа пласта-коллектора и его параметров по КВД 51
2.4. Применение метода идентификации для оценки коэффициента продуктивности пласта по КВД .60
2.5. оценка объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных объектов 68
2.6. оценка состояния призабойной зоны пласта по величине скин-фактора 71
Глава 3. Современные методы гдис при неустановившихся режимах фильтрации 80
3.1. Способ определения производной по квд 81
3.2. Анализ формы и поведения графика производной давления .82
3.3. Метод сглаживания производной давления 90
Глава 4. Усовершенствование методики интерпретации результатов исследований газовых скважин при стационарных режимах фильтрации 95
Выводы 117
Литература 119
- Определение по квд дополнительного фильтрационного сопротивления в призабойной зоне пласта
- Методы определения по квд фильтрационно-емкостных параметров трещинно-поровых коллекторов
- Технология проведения гидродинамических исследований скважин
- Анализ формы и поведения графика производной давления
Введение к работе
\
Об актуальности тематики исследований. Крупные месторождения нефти
и газа, открытые на территории Нижнего Поволжья, Прикаспийской впадины и на шельфе Северного Каспия представляют собой карбонатные массивы и пласты, содержащие в ряде случаев уникальные углеводородные смеси і в условиях проявления аномально высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 130 С).
Освоение и рациональная разработка таких залежей тесно связаны с качеством информации о продуктивных и фильтрационно-емкостных характеристиках коллекторов, с изучением особенностей фильтрации жидкостей и газов в карбонатных пластах. Значительная часть такой информации определяется по результатам промысловых гидродинамических исследований скважин (ГДИС) при неустановившихся процессах фильтрации.
В последние годы в отечественную практику исследования скважин широко
внедряются высокоточные глубинные электронные термоманометры с
сопутствующим компьютерным обеспечением. Такое оборудование существенно
повышает качество получаемой информации и требует новых подходов к
методикам ее обработки и интерпретации.
V В научно-технической литературе опубликовано большое число работ,
посвященных вопросам изучения параметров карбонатных коллекторов по кривым изменения давления в скважинах. Тем не менее, универсальных методик, охватывающих все многообразие встречающихся на практике ситуаций и проблем, не разработано.
В этой связи, с нашей точки зрения, является актуальным развитие и совершенствование методов и процедур обработки и интерпретации данных промысловых ГДИС в условиях сложно построенных пластовых фильтрационных систем. Их внедрение в практику позволит повысить достоверность и качество информации о геолого-физических характеристиках продуктивных пластов.
Целью диссертационной работы является совершенствование методов изучения параметров сложно построенных карбонатных пластов-коллекторов на основе данных гидродинамических исследований скважин.
ь ч
і «
Основные задачи исследований.
Разработка с учетом технических возможностей современных глубинных термоманометров технологии проведения промысловых ГДИС для получения более надежной информации о фильтрационных параметрах сложно построенного карбонатного коллектора.
Создание методики оценки фильтрационно-емкостных параметров сложно построенных карбонатных коллекторов по кривым восстановления забойного давления (КВД) с использованием процедур диагностики и идентификации.
Разработка критерия выбора скважин на массивных рифогенных залежах для интенсификации притока по показателю скин-фактора.
Исследование влияния различных геолого-физических факторов на форму производной КВД с целью диагностики типа пласта-коллектора. Разработка эффективного метода сглаживания промысловой кривой производной давления.
Усовершенствование метода определения параметров газоносных залежей по данным ГДИС при установившихся режимах фильтрации.
Методы решения поставленных задач. В рамках теоретических моделей подземной газо-, гидродинамики решались прямые и обратные задачи теории фильтрации на основе методов системного анализа, математического моделирования с использованием компьютерной техники и путём проведения целенаправленных промысловых гидродинамических исследований с применением современных глубинных электронных термоманометров.
Научная новизна.
1. Разработана рациональная технология проведения, обработки и интерпретации ГДИС сложно построенных карбонатных коллекторов в поисково-разведочных скважинах.
2.Предложен метод оценки по КВД объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяной скважины.
3.Создана методика, позволяющая по величине показателя скин-фактора выбирать скважины, вскрывшие массивные карбонатные отложения, для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) по интенсификации притока.
4. Предложена методология применения графиков производных КВД для диагностики типа пласта-коллектора.
5. Обоснована методика оценки параметров газоносных залежей по результатам ГДИС при установившихся режимах фильтрации в соответствии с линейным законом фильтрации.
Практическая значимость работы.
Предлагаемый рациональный комплекс ГДИС позволяет изучить строение пустотного пространства сложно построенных карбонатных коллекторов в реальных условиях залегания и получить надежную информацию для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений, создания геологических моделей пластов-коллекторов.
Практически значимым и экономически целесообразным представляется метод, позволяющий обоснованно выбирать скважины, вскрывшие массивные рифогенных отложения, для осуществления интенсификации притока. Выбор скважин с использованием данной методики позволяет сократить количество неэффективных геолого-технических мероприятий и заметно улучшить экономические показатели.
На основе линейного закона фильтрации разработана новая методика оценки гидродинамических параметров газонасыщенных залежей. Она рекомендуется к использованию на глубокозалегающих месторождениях со сложными свойствами пластового продукта в трещиновато-пористом коллекторе, в случаях, когда индикаторные кривые в общепринятых координатах имеют искаженный вид.
Основные защищаемые положения:
оценка объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных скважин по КВД;
критерий выбора скважин на массивных рифогенных залежах для проведения ГТМ с целью интенсификации притока по величине показателя скин-фактора;
— методика оценки параметров газоносных залежей по результатам ГДИС при установившихся режимах фильтрации в соответствии с линейным законом фильтрации.
Внедрение результатов исследований.
Внедрение разработанных подходов в практику обработки и анализа ГДИС на разведочных площадях и разрабатываемых месторождениях Нижнего Поволжья
и Прикаспийской впадины позволило повысить достоверность информации о пласте, улучшить качество и увеличить количество оцениваемых параметров.
Материалы диссертационной работы и предлагаемые методики включены в:
«Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений (РД 153-39.0-109-01, Минэнерго РФ, 2002г.);
Комплексный проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения (договор 111/93, № ГР ИД88.00.4012.95; Инв.№3703. - Волгоград. -1996.-789 с);
Технико-экономическое обоснование доразработки Оренбургского НГКМ (договор 149/93, УДК622.279, инв.№ 4322, - Волгоград. - 1993. - 194 с);
Заключения по результатам комплексных гидродинамических исследований и анализа пластовых флюидов более 200 нефтяных и газовых объектов поисково-разведочных и эксплуатационных скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть», ТПП «Астраханьморнефтегаз», ОАО «Калмнефть», ООО СП «Волгодеминойл», ООО «ЛУКБелОЙЛ», Донской НГРЭ и др.
Апробация и публикации работы. Основные результаты работы докладывались на: семинарах-конференциях «Клуба исследователей скважин» в Академии народного хозяйства (АНХ) при Правительстве РФ (г.Москва, 2000, 2001 гг.); научно-технической конференции «Geopetrol 2000» (г.Закопане, Польша, 2000г.), международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа» (г.Москва, 2003г.), IV конкурсе молодых ученых и специалистов организаций ОАО «ЛУКОЙЛ» (г.Волгоград, 2003г.), Форуме исследователей скважин «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций» (г.Москва, РАГС при Президенте РФ, 2003г.). По теме диссертационной работы опубликовано 6 статей, в том числе одна работа без соавторов.
Фактический материал и личный вклад автора. В основу диссертационной работы положены результаты газо-, гидродинамических исследований скважин, проведенные на территории Нижнего Поволжья и Прикаспийской впадины ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». Автором
обработан и проинтерпретирован промысловый материал более чем по 500 скважинам в течение 12 лет. Основные материалы представляемой работы вошли в научно-исследовательские отчеты (более 10), выполненные лабораторией исследований скважин и пластовых флюидов ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть» при непосредственном участии автора.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем текста 129 страниц, 16 таблиц, 44 рисунка. Список использованной литературы включает 139 наименований.
Автор выражает искреннюю признательность и благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору С. Н. Закирову, доктору технических наук, профессору Р. Г. Шагиеву, кандидату технических наук, доценту В. С. Левченко за консультации, ценные практические рекомендации и замечания, полученные в процессе решений поставленных задач, а также коллективам лаборатории исследований скважин и пластовых флюидов ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИГШГ РАН за благожелательное отношение и помощь в процессе исследований и в оформлении диссертационной работы.
Определение по квд дополнительного фильтрационного сопротивления в призабойной зоне пласта
Влияние ствола скважины за счет послеэксплуатационного притока после закрытия скважины на устье искажает первый, самый начальный участок КВД, который несет ценную информацию о состоянии призабойной зоны пласта.
Существуют несколько десятков методов обработки данных ГДИС, учитывающие дополнительный приток. Эти методы разработаны отечественными и зарубежными исследователями: Г.В. Щербаковым (1956г.), A.M. Пирвердяным (1956г.), И.А. Чарным и И.Д. Умрихиным (1957г.), Г.И. Баренблаттом с соавторами (1957г.), Э.Б. Чекалюком (1958г.), Ю.П. Борисовым (1959г.), С.Г. Каменецким (1974г.), Р.Г. Шагаевым (1962г.), Л.Г. Кульпиным и Ю.А. Мясниковым (1974г.), М. Маскетом (1949г.), Ли Юн-шаном (1960г.), A.F. Van Everdingen (1953 г.), W. Hurst (1953г.), HJ. Ramey (1965г.) и др.
Суть этих методов сводится к описанию искаженного послеэксплуатационным притоком начального участка КВД при помощи замеренной или расчетной кривой притока. Затем в преобразованных определенным образом координатах строится прямолинейный график, по уклону которого и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяются параметры пласта.
Все способы обработки результатов исследований методом КВД с учетом влияния притока разделяют на дифференциальные и интегральные. Известно, что графическое или численное дифференцирование результатов исследования выполняется с меньшей точностью, чем вычисление интегралов. Поэтому считается, что интегральные методы предпочтительнее [15].
Например, в методе, предложенном Ю.П. Борисовым [14], при вычислении интеграла предполагается допущение о возможности аппроксимации фактической кривой изменения притока квадратичной параболой или трапецией. Основной недостаток этого метода заключается в монотонном затухании притока жидкости к забою скважины, что далеко не всегда происходит на практике. Тем не менее, как указывает С.Г. Каменецкий [37], это был первый теоретически обоснованный метод, получивший достаточно широкое распространение в нефтепромысловой практике.
В связи с этим, мы использовали метод Ю.П. Борисова с целью анализа поведения теоретической КВД с учетом влияния притока в ствол скважины. Применение методов обработки КВД с учетом притока сокращает время проведения исследований скважин, но объем полученной информации о пласте (особенно в случаях неоднородных пластов) меньше. Как указывает Р.Г\ Шагиев [98], влияние послеэксплуатационного притока в ствол скважины можно учитывать с помощью введения специального коэффициента -влияния объема ствола скважины. Расчетные формулы для теоретических КВД с учетом этого коэффициента разработаны, в основном, зарубежными исследователями: R.G. Agarval, R. Al-Hussainy и H.J. Ramey [HI], А.С. Gringarten [127]. Результатом исследований явилось создание в безразмерных билогарифмических координатах серий универсальных теоретических графиков (палеток), рассчитанных для различных моделей пластовых фильтрационных систем. Влияние ствола скважины на всех этих графиках проявляется в том, что начальные участки представляются взаимно параллельными линиями с углом наклона к оси абсцисс, равном 45 . Кроме того, участок, соответствующий началу радиального течения, начинает проявляться на универсальном графике через 1,5 цикла после окончания влияния ствола скважины [111]. В силу вышесказанного появляется другой способ обработки фактической КВД с учетом влияния притока в ствол скважины. Кривую перестраивают в билогарифмические координаты и диагностируют период влияния ствола скважины путем совмещения прямой линии под углом 45 к оси времени с начальным самым ранним по времени прямолинейным участком преобразованной КВД. Отклонение графика КВД от прямой свидетельствует об окончании периода влияния ствола скважины. Далее начинается криволинейный участок КВД, на форму которого оказывают влияние различные факторы, происходящие как в стволе скважины, так и в пласте. Продолжительность этого участка оценивается «эмпирическим правилом» -«1,5 логарифм цикла». Затем следует участок КВД, соответствующий радиальному фильтрационному потоку. По этому участку можно определять параметры пласта, применяя традиционные методы обработки КВД без учета притока. Этот способ обработки предполагает более длительные гидродинамические исследования, но снимает трудности и неопределенности при определении влияния послеэксплуатационного притока в ствол скважины и длины асимптотического участка KB Д. В отечественной нефтепромысловой практике внедрению способа обработки КВД при помощи вышеописанного диагностического графика способствовал выход монографии Р.Г. Шагиева [98]. В представляемой работе данный подход проиллюстрирован на обширном фактическом материале. Влияние неоднородности пласта по проницаемости в околоствольной зоне скважины исследовали многие ученые: П. Альба (1958 г.), В.Н. Щелкачев (1959 г.), Г.И. Баренблатт и В.А. Максимов (1958 г.), ЮЛ. Желтов (1957 г.), С.Н. Бузинов и И.Д. Умрихин (1973 г.) и другие. Результатом исследований явились аналитические зависимости, графики и номограммы. Появилось понятие коэффициента, учитывающего дополнительные фильтрационные сопротивления, т е. гидродинамическое несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия пласта. Этот коэффициент, по сути скин-фактор, можно оценить по известным графикам В.И. Щурова [107]. Основное понятие скин-фактора или скин-эффекта (S) было введено в 1953 году Ван Эвердингеном [137] и Херстом [125]. По их определению, это разность давлений при установившемся режиме фильтрации вокруг скважины, призабойная зона которой имеет проницаемость, отличную от проницаемости удаленной зоны пласта. В настоящее время применяются различные формулировки определения скин-фактора. Наиболее часто под понятием скин-фактор подразумевается численное значение безразмерной величины S со знаком «+» или «-», характеризующей снижение или повышение проницаемости в призабойной скин-зоне и степень её изменения. Скин-фактор равный нулю характеризует однородный по проницаемости пласт, то есть отсутствие дополнительных потерь давления. Величина скин-фактора позволяет решать важные практические задачи: - оценивать состояние призабойной зоны пласта (ПЗП); - ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП; - служить основой для планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин; - судить об эффективности проведения ГТМ. Методика нахождения показателя -фактора по данным гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации предложена Ван Эвердингеном и Херстом и заключается в следующем. По кривой восстановления (или падения) забойного давления (КВД-КПД) в полулогарифмических координатах для области плоскорадиального потока определяется значение угла наклона прямолинейного участка - /, и рассчитываются параметры пласта: гидропроводность - kh//t, проводимость - к//л, проницаемость - к. Затем по геофизическим исследованиям и анализу кернового материала оцениваются: фактический радиус скважины (гс) и эффективная пористость коллектора (т).
Методы определения по квд фильтрационно-емкостных параметров трещинно-поровых коллекторов
Методы определения параметров пласта по кривым восстановления давления в скважинах, вскрывших трещинно-поровые коллекторы, при некоторых упрощающих предположениях развивали Г.И. Баренблатт, Ю.П. Желтов и И.Н. Кочина [12], А.Бан[8], Уоррен и Рут [139], Л.Г. Наказная [70], П. Поллард [22,130], H.L. Najurieta [129], Н. Kazemi [22], А.О. Swaan [136] и др. Все они сводятся к построению графика КВД в преобразованных координатах, по асимптотическому участку которого находятся характеристики трещиновато-пористой среды — время запаздывания (т), гидропроводность пласта (kh/ц) и приведенная пьезопроводность (ж/гс„р.).
А. Бан в работе [8] одним из первых разработал метод определения параметров трещиновато-пористого пласта по КВД. Метод заключается в следующем: найдя параметры khfц и ж/гс2„р. для разных значений времени запаздывания (г), строятся теоретические кривые восстановления давления. По совмещению замеренной кривой, представленной в пространстве изображений по Лаплассу, с теоретической определяется т.
Р.И Медведский [62] применил метод обращения к решению, полученному Г.И. Баренблаттом с соавторами в изображениях по Лапласу, и рассчитал в оригинале выражение для восстановления давления. Предложена формула определения времени запаздывания по точке пересечения прямолинейных участков расчетных и фактических кривых восстановления давления в координатах [/«(/) Д ] Однако, как показывает практика, при использовании графических способов определения фильтрационных характеристик трещинно-поровых коллекторов возникает ряд трудностей. В частности, при малых значениях т не всегда удается выделить достаточно представительный прямолинейный участок. В ряде методов параметры пласта рассчитываются по начальным участкам КВД, достоверность которых по целому ряду технологических причин невелика.
В связи с вышеуказанным, И.М. Аметов [3], А.Х. Мирзаджанзаде [67], Б.С. Капцанов и И.Б. Басович [38,39,40] предложили использовать формализованный метод анализа КВД, основанный на использовании детерминированных моментов текущей депрессии, которые являются интегральными характеристиками КВД.
Детерминированным моментом и-ого порядка Мп называют интеграл по времени от текущей депрессии на пласт с весом f (я=1,2,3). Геометрически нулевой момент Мо представляет собой величину площади фигуры, ограниченной КВД и уровнем пластового давления, а я-ый момент - та же площадь, но «взвешенная» по времени.
На основании проведения аналитических исследований, авторами было установлено, что безразмерный коэффициент D=M0 M2/Mj может служить в качестве диагностического критерия при выборе альтернативных фильтрационных моделей. Принимается, если значение ДК близко к 2,18 (D«2,18), то имеет место фильтрация в однородном трещиноватом либо пористом пласте. Если D много больше 2,18 (D»2,18), то пласт можно характеризовать как неоднородный с ухудшенной проницаемостью призабойной зоны.. В случае D 2,18 - то пласт-коллектор следует относить к трещиновато-пористым средам или ограниченным пластам. В этом случае можно оценивать не только гидропроводность, но и время запаздывания (релаксации) переходных процессов.
Значение диагностического коэффициента зависит только от имеющего место типа модели и не зависит от конкретных значений фильтрационно-емкостных параметров пласта (толщина, пористость, проницаемость, насыщенность), физико-химических свойств насыщающих флюидов (вязкость, сжимаемость и пр.), а так же технологического режима работы скважины до остановки (дебит).
Предлагаемая методика обработки КВД заключается в следующем. Вычисляются детерминированные моменты текущей депрессии по КВД для различных временных интервалов интерпретации. При помощи диагностического критерия определяется модель фильтрации и далее рассчитываются фильтрационные характеристики, а для трещиновато-пористого пласта - время запаздывания.
Другим методом диагностирования типа коллектора и определения его фильтрационных характеристик является метод Полларда-Пирсона.
Согласно [22], П. Поллард показал, что при фильтрации жидкости в трещинном коллекторе процесс падения (восстановления) давления описывается суммой трех экспонент, отражающих различные виды потери давления. Первая экспонента отражает перетоки жидкости из блоков матрицы в полости трещин, вторая - потери давления, обусловленные движением жидкости в трещинах до окрестностей скважины и третья - потери давления при движении жидкости в призабойной зоне, обусловленные скин-эффектом. При перестраивании КВД в преобразованные координаты по отрезкам, отсекаемым на оси ординат, определяются коэффициенты уравнения П. Полларда.
Известно, что под динамической емкостью коллектора принято понимать относительный объем пор, каверн и трещинных полостей, через которые происходит фильтрация жидкостей и газа в термодинамических условиях, существующих при разработке залежи [18]; В настоящее время лабораторные методы определения динамической полезной емкости пока еще не разработаны, поэтому представляет большой теоретический и практический интерес определение этого параметра по результатам гидродинамических методов исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации.
Развивая теоретические представления П. Полларда, С. Дж. Пирсон [22] показал, что по своему содержанию преобразованные КВД отражают соотношение динамических емкостей трещин и развитых по их ходу каверн и пор матриц. Он получил формулы для определения коэффициентов динамических емкостей трещин-каверн и пор матричных блоков, по соотношению которых можно характеризовать тип коллектора (трещиноватый либо трещинно-кавернозный, трещинно-поровый, порово-трещинный).
Аналогично из уравнения П. Полларда С. Дж. Пирсоном получена формула для расчета коэффициента продуктивности трещинной системы, характеризующая пропускную способность систем трещин и развитых по ним каверн.
Описанный выше метод существенно зависит от достоверности значения пластового давления. Незначительные ошибки в Р приводят к значительному искажению конечных участков кривых восстановления давления в координатах Полларда.
Эти два метода давно опубликованы в литературе, как два независимых друг от друга. В данной диссертационной работе автор предлагает проводить интерпретацию КВД в трещинно-поровых коллекторах, на основе комплексного применения методов Полларда-Пирсона и детерминированных моментов текущей депрессии.
Технология проведения гидродинамических исследований скважин
Анализ данных табл.2.1 показывает, что объекты исследования гидродинамическими методами приурочены к карбонатным пластам и массивам, состоящим из известняков и доломитов со сложным типом строения пустотного пространства. Этаж нефтегазоносности достигает 200 и более метров. Такие месторождения содержат пластовые нефти с газовыми факторами от 150 м3/т и более, газоконденсатные смеси со значительным содержанием тяжелых компонентов (С5+в). В составе пластовых продуктов, как правило, присутствуют кислые и агрессивные компоненты (H2S, С02). Пласты углеводородов залегают на значительных глубинах (2,5-5 км), в условиях аномально высоких давлений (до 100 МПа) и значительных температур (130 С и более).
Такие термобарические условия залегания представленных объектов позволяют относить многие из них к залежам углеводородов в закритическом фазовом состоянии, обеспечивающие фонтанный приток флюидов значительной интенсивности [72,76].
Исходя из опыта проведения в большом объеме промысловых исследований, в ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» широко апробирована и предлагается следующая технология исследования фонтанных нефтяных скважин с использованием современных приборов и аппаратуры: 1. Последовательная отработка скважины до псевдоустановившегося состояния на 4-5 режимах «прямым» ходом (с минимального штуцера) и одном режиме - «обратным» ходом (возврат к одному из отработанных штуцеров). 2. Замеры с помощью электронных глубинных термоманомеров устьевых и забойных установившихся давлений и температур, снятие их профилей по длине лифтовых груб на каждом режиме. 3. Замеры в поверхностных условиях на каждом технологическом режиме установившихся дебитов компонентов притока пластового флюида (нефти, газа, воды). 4. Регистрация во времени серий кривых изменения устьевого и забойного давлений после отработки на различных режимах с помощью современных регистрирующих устройств. На первых поисково-разведочных скважинах регистрировать КВД следует не менее 30-36 часов. 5. Минимизация влияния послеприточного эффекта на запись КВД путем перекрытия ствола скважины на забое с установкой забойных регистрирующих приборов в интервале исследования. 6. Отбор представительных глубинных проб пластового флюида при фонтанировании скважины на минимальном устьевом штуцере. По такой технологии были испытаны все разведочные скважины, рассматриваемые в данной работе. Технология включена в «Методические указания», разработанные в 2002 году (РД-153-39.0-109-01). Исследования на 4-х — 5-ти установившихся режимах дают возможность получить качественные индикаторные и регулировочные кривые, определить оптимальный технологический режим эксплуатации исследуемой скважины. Определение физико-химических характеристик флюида притока (вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент и др.) и фазового состояния углеводородов при различных давлениях и температурах (PVT-анализ) по представительным глубинным и устьевым пробам гарантируют надежность оценки основных фильтрационных и коллекторских свойств пласта по данным ГДИС. Получение серий представительных КВД после работы скважины на нескольких технологических режимах позволяет установить степень влияния различных факторов на форму кривых («послеприточный эффект», «двойная пористость», наличие границ и экранов, и т. п.) и устранить неоднозначность при их обработке и интерпретации. Регистрация достаточно длительных КВД (до 30-36 часов) с помощью электронных термоманометров, особенно в поисково-разведочных скважинах, обусловлена двойной природой пустотности карбонатных пород-коллекторов с различными фильтрационными свойствами. В этой связи время выхода КВД в полулогарифмических координатах на асимптотический участок наступает с некоторым запаздыванием. Время запаздывания изменяется в широких пределах (от нескольких минут до десятков часов) и является величиной практически не прогнозируемой. В случае испытания объектов с высокопроницаемыми трещинными коллекторами, депрессии на пласт бывают крайне малы (на уровне нескольких атмосфер) и сопоставимы с чувствительностью механических манометров. По этим причинам следует применять разработанные в последние годы высокочувствительные электронные термоманометры, позволяющие непрерывно регистрировать длительные нестационарные процессы в скважине и пласте (до нескольких месяцев) с минимальной погрешностью. Для получения исходной информации о давлениях и температурах нами применялись современные приборы ведущих зарубежных фирм - «GEOSERVICES» (Франция) и «KUSTER» (США) и России - МТГ-25, МИКОН-107. Опыт проведения многочисленных исследований с использованием этого оборудования, имеющего высокую точность и чувствительность, показал необходимость изменения технологии замеров забойных параметров.
Карбонатные пласты и массивы, на которых проводились исследования, имеют большие толщины нефтегазоносное (см. табл.2.1), продуктивные отложения вскрыты либо частично, либо на полную мощность, скважины имеют открытую или закрытую конструкцию забоя. Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) спускается либо в кровлю, либо на 10-15 м выше и, зачастую, не оборудована «воронкой», позволяющей доставлять глубинные приборы в интервал вскрытия пласта. В некоторых случаях, в НКТ устанавливается внутрискважинное оборудование, также затрудняющее их спуск на забой скважины. По этим причинам замеры давления и температуры осуществляются на глубинах, отстоящих от пласта на 30-150 м. В результате зарегистрированные в ряде скважин кривые забойного давления в начальный период времени имеют искаженную форму.
Рассмотрим результаты гидродинамических исследований скв. 6 Платовская Памятно-Сасовского нефтяного месторождения, исходные данные приведены в табл. 2.2. Замеры забойного давления производились на глубине 2700 м путем выхода из «воронки» в интервал открытого ствола при помощи электронного термоманометра марки K-8S (фирмы «KUSTER»). Вскрытая толщина пласта в скважине составила 195 м.
Анализ графиков распределения давления и температуры по стволу скважины (рис.2.1, 2.2) указал на незначительное присутствие воды в составе пластовой продукции (доля воды составила примерно 2%). Поскольку дебит скважины был незначительным (71,4 м3/сут), выноса воды на дневную поверхность не происходило. Она присутствовала на забое в интервале открытого ствола и в нижней части колонны лифтовых труб.
Анализ формы и поведения графика производной давления
Согласно формуле (4.9) критическое значение числа Re находится; в приделах: Ке,ф=1- 12. Это означает, что если вычисленное по формуле (4.9), значение числа Рейнольдса меньше нижнего критического значения (Re ), то справедлив закон Дарси, если больше верхнего значения Re - закон Дарси нарушается. В таблице 4.3 приведены результаты расчетов по части фонда скважин рассматриваемых месторождений для режимов с максимальными дебитами газа
VVrmax/.Аналогичным образом были проведены расчеты по определению числа Рейнольдса для скважин АГКМ. Анализ проведенных исследований показал что, по скважинам Нижнего Поволжья, Калмыкии и шельфа Северного Каспия число Re изменяется в пределах от 0,003 до 1,8, по скважинам АГКМ - от 0,00001 до 0,0123. Полученный результат указывает на применимость закона Дарси для описания фильтрации газа к забою скважин рассматриваемых месторождений. Поэтому использование линейной модели фильтрации к обработке результатов газогидродинамических исследований скважин при установившихся режимах фильтрации вполне правомерно.
С помощью предлагаемого подхода можно «наглядно» контролировать изменения условий фильтрации газа в призабойной зоне пласта. На рис.4.10 показаны индикаторные диаграммы для скв. 89 АГКМ, снятые на разные периоды разработки месторождения. Как видно из графиков, наблюдается параллельное смещение прямолинейных зависимостей. Это указывает на падение среднего пластового давления в зоне дренирования скважины, в то время как коэффициент продуктивности остается практически неизменным, то есть можно.
Проведена обработка КВД по 14 разведочным и эксплуатационным скважинам АГКМ методом идентификации в предположении незначительного притока газа в ствол скважины после ее остановки, т.е. Q(0 = Q0= const. На рис.4.12 в качестве примера показан преобразованный график КВД по скв.26-Э. Как видно, на графике можно уверенно выделить прямолинейный участок, по наклону которого рассчитывается пластовый коэффициент продуктивности. Результаты определений по другим скважинам сведены в табл. 4.4. Для сравнения в таблицу приведены значения коэффициентов продуктивности, определенные по индикаторным диаграммам, и показателя 5-фактора, определенного по КВД.
Сопоставление коэффициентов продуктивности показывает, что ближайшая к скважинам зона пласта характеризуется намного лучшими продуктивными свойствами по сравнению с областью дренирования.
В этой связи обращает на себя внимание величина и знак показателя скин-эффекта ( -фактора). Во всех случаях значение "-фактора отрицательно, что также указывает на улучшение коллекторских свойств в призабойной зоне пласта. Вероятно "сверхсовершенство" вскрытия объектов скважинами АГКМ вызвано проведением соляно-кислотных обработок и трещиноватостью карбонатного пласта-коллектора. Таким образом, предлагаемая методика обработки и интерпретации данных гидродинамических исследований скважин газовых и газоконденсатных залежей при стационарных режимах фильтрации позволяет получить более полную объективную информацию о продуктивных и фильтрационных характеристиках коллекторов. Эта методика хорошо зарекомендовала себя на месторождениях со сложными свойствами пластового продукта в трещиновато-пористом коллекторе. Выполненное в настоящей работе комплексное изучение актуальной научной проблемы - получение надежной информации о фильтрационно-емкостных характеристиках сложно построенных нефте-, газонасыщенных карбонатных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин, позволяет сделать следующие выводы. 1. Разработаны методические положения по проведению ГДИС с целью получения надежной количественной и качественной информации о параметрах пласта. 2. Предложена методика определения фильтрационно-емкостных характеристик сложно построенных карбонатных коллекторов, включающая: - анализ диагностического билогарифмического графика КВД; - совместное применение методов Полларда-Пирсона и детерминированных моментов текущей депрессии для идентификации фильтрационной модели и определения её параметров; - оценку объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных скважин на основе метода идентификации; - применение производной забойного давления для установления базового участка КВД, по которому определяются фильтрационные параметры и диагностируется тип пласта-коллектора. 3. Обоснован критерий выбора по величине показателя скин-фактора скважин на массивных рифогенных залежах для проведения в них ГТМ. 4. Предложена методика определения коэффициентов продуктивности и проводимости газоносного пласта по обосновываемой линейной модели фильтрации с использованием результатов газодинамических исследований скважин.
