Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование термогидродинамических методов оценки фильтрационных свойств многопластовых объектов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование термогидродинамических методов оценки фильтрационных свойств многопластовых объектов"

На правах рукописи

ЛУШПЕЕВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

С

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ииоио^^—

Тюмень - 2007

003065459

Работа выполнена в Сургутском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургунефтегаз»

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

- доктор технических наук Федоров Вячеслав Николаевич

- доктор физико-математических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

- кандидат технических наук Медведев Юрий Андреевич

- Общество с ограниченной ответственностью «Нефтяная компания «Роснефть-Краснодарнефтегаз» (ООО «НК «Роснефть-Краснодарнефтегаз»)

Защита состоится 4 октября 2007 года в 9-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72, каб 32

Автореферат разослан 3 сентября 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 273 01 доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. С каждым годом увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, вводятся в разработку многопластовые и сложные по геологическому строению месторождения Выработка запасов таких залежей происходит неравномерно, что существенно затрудняет процесс разработки месторождения Для уменьшения негативных последствий совместной эксплуатации нескольких пластов необходимо обеспечить постоянный контроль за разработкой геофизическими и гидродинамическими методами

Известные и широко применяемые на практике методы исследования многопластовых объектов имеют ряд ограничений В частности, гидродинамические методы определения фильтрационных параметров неприменимы в скважинах, имеющих не цементируемый хвостовик, поскольку основаны на отсечении пакером каждого пласта и последовательном определении их дебитов и фильтрационных параметров Провести комплекс исследований с пакерованием в не цементируемом хвостовике или в горизонтальной скважине технически сложно и трудоемко

Достоверно определить работающие интервалы и удельные дебиты пластов геофизическими методами возможно только при обеспечении установившегося притока пластовой жидкости к стволу скважины на основе термометрии Условие стационарной фильтрации обеспечивается на высокодебитных скважинах, а кратковременным отработкам малодебитных скважин (вызов притока пенной системой или снижение уровня в межтрубном пространстве азотом) соответствует затухающий приток флюида в ствол скважины Погрешность методов традиционной термометрии обусловлена как нестационарностью притока пластового флюида в ствол скважины, так и подвижностью глубинного геофизического прибора, поскольку скорость перемещения прибора оказывает существенное влияние на определение термодинамических эффектов в интервалах притока

В этой связи актуальной является задача развития термогидродинамических методов исследования скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, позволяющих определять фильтрационные параметры и удельные дебиты каждого разрабатываемого пласта в отдельности, в том числе в скважинах с не цементируемым хвостовиком

Цель работы. Повышение эффективности разработки многопластовых месторождений путем контроля выработки запасов совершенствованием термогидродинамических методов исследования скважин

Поставленная цель достигается путем решения следующих задач

- анализ выработки запасов многопластовых объектов и сложнопостроенных многослойных залежей на примере пласта БС^1"3 Родникового месторождения, являющегося многослойным и неоднородным по геологическому строению

- анализ существующих методов контроля за выработкой запасов многопластовых объектов на основе комплекса геофизических и гидродинамических исследований скважин

- разработка методики определения доли участия отдельных пластов в общем дебите скважины и фильтрационных параметров пластов многопластового объекта

- разработка технологии исследования скважин, позволяющей определить фильтрационные параметры многопластовых объектов

- лабораторные исследования термодинамических эффектов, возникающих в стволе скважины при стационарном и нестационарном режимах фильтрации флюида в пористой среде

- анализ результатов термогидродинамических исследований скважин с различными конструкциями забоев для оценки информативности разработанной методики оценки доли участия отдельных пластов в работе скважины и определения их фильтрационных параметров

Научная новизна диссертационной работы:

- Теоретически и экспериментально установлено, что изменение температуры по стволу скважины в интервале продуцирующих пластов при пуске скважины в работу пропорционально скорости фильтрации пластовой жидкости каждого пласта,

- научно обоснован способ определения фильтрационных параметров многопластовых объектов и сложнопостроенных коллекторов, заключающийся в неподвижном размещении комплексных приборов в интервалах притока при помощи исследовательского хвостовика с перфорированными контейнерами, создании депрессии на пласт струйным насосом и последующей обработкой результатов, основанной на математическом моделировании,

- разработана методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов, для определения удельных дебитов и фильтрационных параметров продуктивных пластов

Практическая ценность. Разработана многодатчиковая технология термогидродинамических исследований многопластовых объектов, позволяющая исследовать скважины с не цементируемым хвостовиком Разработанная методика, включающая технологию проведения и обработку результатов исследований, позволяет обеспечить высокую информативность и надежность определения продуктивных, фильтрационных параметров многопластовых объектов, многослойных пластов и сложнопостроенных коллекторов Результаты исследований используются для контроля разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», построения и информационного обеспечения постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей

Разработаны и внедрены в производство РД 5757490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя» и СТП 183-2004 «Нефть Методика обработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин» Методическое

руководство и СТП предназначены для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин, вскрывающих многопластовые объекты и многослойные пласты

При проведении исследований 20 наклонно-направленных скважин в год экономический эффект от внедрения методики термогидродинамических исследований многопластовых объектов и сложнопостроенных многослойных коллекторов составляет более 6 млн руб

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на конференциях молодых специалистов и ученых СургутНИПИнефть (2004, 2005, 2006 гг), конференции молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (2005, 2006 гг), 4-й научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Краснодар, 2003 г ), научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования Тюменской области «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции» (Тюмень, 2004 г ), 33-й Международной конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» (Республика Черногория, 2004 г), IV международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005 г ), VI конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005 г), научном симпозиуме «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе» (Уфа, 2005 г), региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университете (Тюмень, 2006 г), IV и V научно-технических конференциях «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, 2005, 2006 гт), VII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного

округа (Ханты-Мансийск, 2007 г ) Публикации.

По результатам выполненных исследований опубликовано 18 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК, получено 2 патента РФ

Структура и объем работы. Диссертационная работа изложена на 134 страницах машинописного текста, в том числе содержит 15 таблиц, 36 рисунков Состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, приложений Список использованных источников включает 129 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цели и задачи исследования, определены методы исследований, показаны научная новизна и практическая значимость выполненных исследований

В первом разделе представлен анализ разработки Родникового месторождения, проведен анализ теоретических изысканий в области гидродинамических и геофизических исследований скважин, вскрывающих многопластовые объекты

Месторождение находится в разработке более двадцати лет Основной объект разработки - неоднородный многослойный пласт БС^1"3 Состояние выработки запасов нефти по толщине пласта БСп'"3 неравномерное, практически в каждой скважине (зоне) наряду с промытыми интервалами отмечается наличие нефтенасыщенных пропластков Для обеспечения равномерной выработки отдельных пропластков и планирования геолого-технологических мероприятий (ГТМ) необходимо получение качественной информации о фильтрационных параметрах и удельных дебитах жидкости работающих пропластков в каждой скважине В сложившейся ситуации особую важность приобретают геофизические и гидродинамические методы исследования скважин

Проблемам, связанным с разработкой многопластовых месторождений и с осуществлением контроля за их разработкой геофизическими и гидродинамическими методами посвящено большое количество научных работ Значительный вклад в решение этих задач внесли многие крупные ученые Г И Баренблатт, А Ф Блинов, Ю П Борисов, Н Е Быков, В Н Дахнов, Р Н Дияшев, С Н Закиров, В Д Лысенко, С Г Каменецкий, Э Б Чекалюк, В Н Щелкачев, А И Ипатов, М И Кременецкий, а также зарубежные ученые, занимающиеся данной проблемой Н С ЬейсоуПз, НI Натеу, Б1 КисЬик, Ь Ауез1агап и многие другие В научных публикациях большое внимание уделено задачам термических методов при контроле за разработкой нефтяных месторождений Этому направлению посвящены работы ЯН Басина, РА Валиуллина, Г Г Вахитова, И Л Дворкина, Ю В Капырина, Б Б Лапука, А И Макарова, В Ф Назарова, Н Н Непримеров, М А Пудовкина, Р А Резванова, А Ш Рамазанова, Е В Теслюка, Г Ф Требина, Р Ф Шарафутдинова, А И Филиппова, Б А Яковлева и др Представлены технологии проведения термодинамических, гидродинамических исследований, методы обработки и интерпретации полученных результатов

На основе выполненного анализа гидро- и термодинамических методов контроля за выработкой запасов многопластовых объектов отмечается необходимость дифференциации параметров по пластам Определены основные направления развития методов изучения фильтрационных параметров многопластовых объектов и сложнопостроенных залежей при контроле за разработкой, заключающиеся в одновременной регистрации температуры и давления в нескольких интервалах ствола скважины и сравнительном анализе переходных термо- и бародинамических процессов при нестационарной фильтрации пластовой жидкости, технология должна обеспечивать возможность исследования скважин с учетом современных конструкций стволов и условий разработки месторождений Обоснована актуальность развития методов термогидродинамических исследований скважин

Второй раздел диссертации посвящен разработке методики определения дебита жидкости каждого пласта многопластового объекта и фильтрационных параметров (гидропроводность, проницаемость) отдельных пластов Подробно рассмотрено влияние различных физических процессов на формирование температурного поля в скважине, представлена метаматематическая модель расчета температурного поля системы «многослойный пласт-скважина» для небольших времен эксплуатации с учетом конвективного переноса тепла, адиабатического эффекта расширения (сжатия) при пусках (остановках) скважины, дроссельного разогрева в продуцирующих интервалах ствола скважины при нестационарной фильтрации пластового флюида, имеющая следующий вид

Поле давления в пласте в первом приближении рассчитывается по уравнению

а/ гдгУ/лдг) к>

Уравнение притока тепла в пласте с учетом конвективного переноса, адиабатического эффекта и эффекта Джоуля-Томсона (дроссельного)

д(р^Тт_) +1 &фясф„уг ^ + Рф.Сф.тт]^ (2)

Скорость фильтрации флюидов в пласте описана законом Дарси

V, (3)

¡л дг

Здесь приняты следующие обозначения [) - упругоемкость пласта, Па"1, Р - давление, Па, к - абсолютная проницаемость, мкм2, р, - вязкость пластового флюида, Па*с, с- коэффициент Джоуля-Томсона, К/Па, г) - коэффициент адиабатического расширения (сжатия) пластового флюида, К/Па, с„ -теплоемкость пористой среды, Дж/(м3*К), ср - теплоемкость системы при постоянном внешнем давлении (изобарная теплоемкость), Дж/(кг*К), т -пористость пласта, рфя - плотость флюида, кг/мЗ, сфя - удельная теплоемкость флюида, Дж/(кг*К),Рт - пластовое давление, Па, Тт - пластовая температура, К,

Лий - давление на забое скважины, Па; Р„ш, - давление насыщения нефти газом. Па; т , 1 - время, с; г - радиальная координата, м.

Исходя из накопленного опыта проведения промысловых исследований па объектах ОАО «Сургутнефтегаз», предлагается технолог л я термогидродипамичсских исследований многопластовых объектов и многослойных пластов (в том числе для скважин с открытым хвостовиком), при проведении которых автономные комплексные приборы размещаются неподвижно напротив изучаемых ин тервалов, что позволяет с большой степенью точности выявить продуцирующие интервалы ствола скважины. Вызов притока Производится посредством струйного насоса, обеспечивая практически мгновенное создание необходимой депрессии на пласт и возможность поддерживания ее в течение заданного времени. Исследования проводятся на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. Один прибор располагается в зумпфе скважины и является контрольным, так как в этой зоне изменение температуры, обусловленное дроссельным эффектом, не происходит (рис, ] ).

а) изотропный пласт б) анизотропный пласт (многопластовый объект) Рисунок I - Схема расположения приборов в стволе скважины Основным диагностическим признаком является изменение температуры после пуска скважины в работу, обусловленное проявлением бар отер м и ч ее г» о го (при нестационарной фильтрации пластовой жидкости) и дроссельного эффекта

Джоуля-Томсона (при стационарной фильтрации) В начальные моменты времени после «мгновенного» пуска скважины в работу в стволе скважины проявляется адиабатический эффект расширения (сжатия) и затем баротермический эффект разогрева дросселирующейся жидкости В эти. моменты эффектами калориметрического смешивания потоков из разных интервалов и теплообменными процессами с окружающими породами можно пренебречь Степень проявления баротермического эффекта определяется скоростью фильтрации пластовой жидкости, те по темпу изменения температуры напротив работающих пластов многопластового объекта определяются скорости фильтрации флюида в этих интервалах и, следовательно, дебиты отдельных пластов

При притоке пластового флюида по всему рассматриваемому участку ствола скважины с равным удельным дебитом на единицу длины (случай изотропного пласта — рис 1а) начальные темпы изменения температуры, зарегистрированные приборами 2 и 3, будут одинаковыми

При проведении термогидродинамических исследований совместно разрабатываемых пропластков, более общий случай представляет схема притока, представленная на рис 16 Для определения количественного вклада каждого работающего пласта ц^) и q2(t) в общий дебит скважины решено уравнение сохранения энергии потока в многопластовом объекте относительно скоростей фильтрации в каждом пласте

VI гг, VI

где--темп изменения температуры напротив исследуемого пласта, К/с, ----

дт дг

дР

градиент температуры в пласте, К/м, — - градиент давления в пласте, Па/м, г,. -

дг

с

радиус скважины, м, £ - коэффициент Джоуля-Томсона, К/Па, и = у 1 V -

(4)

дТ

скорость конвективного переноса тепла в пористой среде, м/с, сп - теплоемкость пористой среды, Дж/(м3*К), ср - теплоемкость системы при постоянном внешнем давлении (изобарная теплоемкость), Дж/(кг*К), у - объемный вес пластового флюида, кг/м3, V - скорость фильтрации пластового флюида, м/с, г -номер пропластка

Из уравнения сохранения энергии (4) получены зависимости для скоростей фильтрации V, и у|+1

ГбТЛ ГЭ7Л

„=_____1а4 _ „+1= ___________^ (5)

С/>(е , С А1 + ГХ СР (г л г

Г-~и„ Л + 4 А----Г — +

с„ I г I сп \ г

л (дР\ АР 1 (6Т) - .VI + г-

где А =■ — - = — —, — \ А------ для случая стационарной

\дг), г \дг), г

плоскорадиальной фильтрации жидкости в многослойном пласте, АР -депрессия на пласт, Па, Л, - радиус контура питания, м, г- радиальная координата, м

Определяя отношение скоростей фильтрации в пластах, получим

дт), с„ ^ г

(6)

Обозначим отношение скоростей фильтрации коэффициентом К, который прямо пропорционален отношению темпов изменения температуры напротив исследуемых интервалов

И

К = , (7)

Таким образам, коэффициент пропорциональности скоростей фильтрации К в исследуемых интервалах определяется отношением производных температуры в начальный период времени г работы скважины (г = \0.vnn).

Темпы изменения температуры \ ~ | определяются графический способом, путем проведения касательных к начальным участкам термограмм (рис, 2)

!" ММНМ

Рисунок 2 Определение производных температуры по термограммам

Определение доли участия каждого пласта многопластового объекта в общем дебите скважины производится путем преобразования линейных скоростей фильтрации в объемные скорости течения для каждого исследуемого интервала. Линейные скорости в интервалах притока определяются по рассчитанным коэффициентам пропорциональности скоростей К (найденным из термограмм и формулы (7)} и общей линейной скорости течения флюида (суммарного замеренного дебита).

Для случая многой ластового объекта вид кривых восстановлен на давления (КВД). зарегистрированных без отсечения отдельных пластов пакером, характеризуется фильтрационными характеристиками, являющимися интегральными для псе* совместно эксплуатируемых пластов. КВД отличаются друг от друга только на гидростатическую составляющую. При этом наиболее продуктивный пласт (соответственно с лучшими коллекторекм ми свойствами)

будет оказывать наибольшее влияние на вид и форму КВД Таким образом, путем моделирования по КВД, зарегистрированной при исследовании многопластового объекта можно определить как общие (осредненные) фильтрационные параметры совместно разрабатываемых пластов, так и фильтрационные параметры наиболее продуктивного пласта, при известном его удельном дебите Методом исключения определяются фильтрационные параметры остальных пластов, участвующих в работе скважины Математические модели кривых восстановления давления, характеризующих фильтрационные параметры каждого исследуемого пласта (проницаемость, сжимаемость, гидропроводность и др ) сводятся к решениям краевой задачи для уравнения пьезопроводности при различных граничных и начальных условиях

ер) а/

р(Р)£тс1Р

-с1п>

(8)

где Р- давление, Па, к- проницаемость, мкм2, ц- вязкость флюида, мПа*с, р(Р) - плотность флюида, кг/м , g- ускорение свободного падения, м^/с

Решение прямой задачи при изменении входных параметров модели для подбора оптимальной КВД одного из пластов представлено на рис 3

2 шт

2Я&0?

2 «ж«»

г «Е-07 1 «е-о7 1 7еЕ»о*

1

! |

.................Г 1........ 1 3 2 4.3 1

г ! /

ЦТ

г/

I 1 I 1 ----

,_4—

»00 I«« 15005 го»! вгюо :» Бремя, (сек}

ш «ж» >ш<

1- проницаемость к=0 001 мкм2, сэ/симаемость Ь=5*Ю'101/ГПа, 2- к=0 002 мкм2, Ь=4 3*10г'° 1/ГПа, 3- к=0 002мкм2, Ь=4 5*НГ,° 1/ГПа, 4-к=0 002 мкм2, Ъ=5*1<Т'° 1/ГПа, 5-

промысловые данные

Рисунок 3 — Результаты расчета КВД при различных фильтрационных

параметрах пласта

Вклад каждого пласта в общую работу скважины и фильтрационные параметры пластов определяются во время работы скважины на нескольких стационарных и не стационарных режимах эксплуатации, что позволяет по результатам интерпретации проведенных исследований подобрать оптимальную депрессию на пласты

Изложенные алгоритмы обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований многопластовых объектов позволяют с большой степенью точности определять следующие параметры работающие интервалы (эффективную толщину пластов), вклад каждого продуцирующего интервала в общую работу скважины (удельные дебиты пластов), добывные возможности скважины (коэффициент продуктивности), фильтрационные параметры каждого пласта (проницаемость, гидропроводность)

В третьем разделе рассмотрены термодинамические эффекты (калориметрический, дроссельный, адиабатический), проявляющиеся в стволе скважины и призабойной зоне пласта при установившейся и неустановившейся фильтрации

Скачкообразное снижение (повышение) давления приводит к снижению (повышению) температуры жидкости в скважине Степень снижения температуры при этом определяется теплофизическими свойствами флюида, интенсивностью теплообмена, наличием конвективного переноса тепла в скважине Изменение температуры за счет адиабатического эффекта происходит независимо от движения пластовой жидкости При создании депрессии в призабойной зоне пласта начинает проявляться дроссельный разогрев жидкости, что приводит к постепенному разогреву жидкости, поступающей из пласта в ствол скважины В дальнейшем формирование температуры в стволе скважины происходит в результате калориметрического смешивания в стволе скважины жидкости, поступающей из различных пропластков с учетом теплообмена с окружающими породами «Баротермический коэффициент» описывает переходный термодинамический процесс после проявления адиабатического

эффекта при пуске скважины в работу с заданной депрессией до установившегося режима фильтрации, при котором проявляется дроссельный эффект Джоуля-Томсона

Освещены результаты лабораторных экспериментов, направленных на изучение термодинамических эффектов адиабатического сжатия-расширения, Джоуля-Томсона различных жидкостей, в том числе водо-нефтяных эмульсий, баротермического эффекта На основе лабораторных исследований и статистических расчетов определены термодинамические коэффициенты -адиабатический, дроссельный, баротермический, позволяющие обеспечить интерпретацию термогидродинамических исследований скважин при уточнении состава притекающего пластового флюида Значение коэффициента адиабатического расширения для нефти в 3-4 раза превышает значения для пластовой воды Расчетный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтей Сургутского свода лежит в диапазоне 0,331 - 0,348 К/МПа, а значение баротермического коэффициента для различных нефтей, определенного экспериментальным путем - 0,207 - 0,237 К/МПа

Выявленные термодинамические эффекты при нестационарной, неизотермической фильтрации положены в основу методики интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин, вскрывающих многопластовые объекты

В четвертом разделе представлены результаты промысловых термогидродинамических исследований скважин, эксплуатирующих многослойные пласты, на примере скважин, вскрывающих пласт БС^1"3 Родникового месторождения

Термогидродинамические исследования скважины №1054 куст 116 Родникового месторождения проведены для определения работающих интервалов и удельных дебитов прослоев, коэффициента продуктивности, фильтрационных параметров пласта (гидропроводности, проницаемости, скин-фактора и др ) перед проведением мероприятий по очистке призабойной зоны

пласта. Глубина кровли пласта БС12М по вертикали - 2446,2 м, общая нефте насыщенная перфорирован пая толщина - 8,2 м, интервалы ироду кти иных слоев по стволу - КС]21 - 2472,4-2476 м, БС|2г ■ 2477,9-2480,2 м; BC,J - 2480,62482,9 м. Исследования проведены по разработанной Методике с использованием установки струйного насоса и хвостовики с «гирляндой» автономных манотермометров АМТ-08. Приборы расположены равномерно напротив каждого продуктивного пропластка (рис 4). Скважина отработана на трех режимах при депрессиях 6,93. 8,89 и 12,34 МПа. После первого и второго режима работы скважина остановлена на три часа. После третьего режима на 12 часов для записи кривой восстановления давления (КВД). Контроль притока Осуществлялся по изменению объема жидкости с мернике агрегата ЦА-320,

1 Конпкйнер с прибором Ш 1

2. Контейнер с прибором № 2

3. Контейнер с прибором № 3

4. Обратный кпапан

5. Пакер

Рисунок 4 Схема расположения приборов в стволе скважины 1054 Родникового месторождения.

В таблице I приведены значения забойного давления на трех режимах н расчетные дсбиты.

Таблица I Результат;,1 работы скважины 1054 Родникового месторождения

№ режима Дебит. м /сут Забойное давление, МПа Пластов ос давление, МИа Депрессия, МПа Пластовая температура,

1 16,0 24,02 - 6,93 -

2 22,2 22,06 - 8,89 -

т Л 31,0 18,61 - 12,34 -

4 0 - 30,95 | 78,00

Характерный темп изменения температуры после пуска скважины в работу (рис.5) обусловлен проявлением баротермпчеекого эффекта, что характеризует все интервалы перфорации как работающие.

ВО т

20000 40000 60000 80000 тООШО 120000 140000 Время, сек

-—- прибор 3 -Прибор2 -Прибор 1

Рисунок 5 - Изменение температуры но с тволу в скважине №1054 Родникового

месторождении.

По результатам отработки ¡та установившихся режимах определен коэффициент продуктивности скважины -2,52 м3/(сут*УГПа),

Суммарный дебит скважины, рассчитанный по устьевым замерам на третьем цикле работы ¿> ~ •+■ (¡: + = 31 м3/сут. Скорости филы рации в каждом исследуемом интервале (при различных фильтрационных параметрах) будут отличаться друг от друга па коэффициент К. Для случая грех продуцирующих нропластков, получим

3 2(К,-К,-Ь,+К,

где V, - К1 ■ V,; V. К V, V/, с о ответствен по, линейная скорость потока в

стволе скважины выше продуцирующих интервалов, скорости течения в интервалах 1,2, 3, м/с; г - радиус скважины, м; к,, Нщ Из - эффективная толщина иефтсн асы I ценных интервалов, м; К; и К2 - коэффициенты отношения скоростей фильтрации а прослоях, которые характеризуются отношением темпов изменения температуры т,, т; и т} в начальные моменты времени после пуска скважины в работу, которые, а свою очередь, рассчитываются графическим способом по термограммам (рис, 6):

К, =

- т, 0,0396

Рисунок 6 - Изменение температуры в стволе скважины 1054 на третьем цикле

работы

Используя коэффициенты К/ и К2, эффективные толщины пропластков и значение дебита замеренного на устье скважины, рассчитаны скорости фильтрации в каждом продуктивном интервале и вклад каждого прослоя в общий дебит скважины (¿общ д3(Ба2-1) =17,3 м3/сут (55,8 % 0„бщ), Чцбсп-2) =6,93 м3/сут (22,4 % до6и^, Чз(БС,2-з) =6,59 м3/сут (21,3 % Qoбщ)

Зная удельный дебит каждого исследуемого пропластка и изменение давления в стволе скважины, путем математического моделирования, определяется проницаемость и гидропроводность каждого интервала к,(БС12-1)= 0 052 мкм2, гфсп-!)= 0,088 мкм2*м/(мПа*с), к2(бсп-2)-0 032 мкм2, Щвсп-2) = 0,034 мкм2*м/(мПа*с), къ(бс!2-з>= 0 033 мкм2, £ъ<бс!2-з) = 0,035 мкм2*м/(мПа*с)

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлено, что обеспечение эффективной разработки многослойных пластов (на примере Родникового месторождения) невозможно ввиду отсутствия надежных методов определения дебита отдельных пропластков для скважин с не цементируемыми хвостовиками

2 Разработан способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов, заключающийся в неподвижном размещении комплексных приборов в интервалах притока при помощи исследовательского хвостовика с перфорированными контейнерами, создании депрессии на пласт струйным насосом и последующей обработкой результатов, основанной на математическом моделировании

3 Разработаны, обоснованы и апробированы

- многодатчиковая технология термогидродинамических исследований скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всем изучаемым интервалам ствола скважины и одновременной регистрации температуры и давления, характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластовой жидкости к стволу скважины,

- методика обработки и интерпретации результатов термогидро-

динамических исследований скважин, вскрывших многопластовые объекты, которая позволяет

- определять удельные дебиты пластов многопластового объекта или прослоев многослойного пласта,

- определять фильтрационные параметры каждого продуктивного интервала слоистого пласта или многопластового объекта,

- проводить исследования в скважинах с открытыми конструкциями забоев,

4 Установлены и определены

- диагностические признаки притока пластовой жидкости в исследуемом интервале ствола скважины, основанные на проявлении баротермического эффекта в начальный период работы скважины,

- зависимость скорости изменения температуры напротив продуктивного интервала после мгновенного пуска скважины в работу от скорости фильтрации пластовой жидкости в каждом продуцирующем интервале ,

- термодинамические коэффициенты - адиабатический и баротермический, позволяющие обеспечить интерпретацию термогидродинамических исследований скважин Значение коэффициента адиабатического расширения для нефти в 3-4 раза превышает значения для пластовой воды Экспериментально определенные коэффициенты адиабатического расширения для нефти лежат в диапазоне от 0,024 до 0,052 К/МПа, для пластовой воды - от 0,013 до 0,016 К/МПа Расчетный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтей Сургутского свода лежит в диапазоне 0,324 - 0,348 К/МПа, а значение баротермического коэффициента для различных нефтей, определенного экспериментальным путем — 0,207 — 0,237 К/МПа

5 При проведении исследований 20 наклонно-направленных скважин в год экономический эффект от внедрения методики термогидродинамических исследований сложнопостроенных коллекторов составляет более 6 млн руб

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1 Федоров В Н Оценка длительности проведения гидродинамических исследований методом гидропрослушивания / В Н Федоров, В А Лушпеев // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей Тез к 4-ой науч -практ конф - Краснодар, 2003 - С 75-76

2 Юпокин С С Оценка эффективности геолого-технических мероприятий термогидродинамическими методами / С С Клюкин, В М Мешков, В А Лушпеев, М Н Фараносов // Перспективы нефтегазоносности ЗападноСибирской нефтегазовой провинции Материалы науч -практ конф, посвященной 60-летию образования Тюменской области - Тюмень ФГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», 2004 - С 340-344

3 Нестеренко МГ Определение интервала для отбора качественной глубинной пробы на основе скважинных исследований / М Г Нестеренко, В Н Федоров, В А Лушпеев // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции Материалы науч -практ конф , посвященной 60-летию образования Тюменской области - Тюмень ФГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», 2004 - С 350-353

4 Федоров В Н Исследования механизированных скважин по уровню в межтрубном пространстве и обработка результатов / В Н Федоров, В А Лушпеев // Каротажник - Тверь, 2004 - № 3-4 - С 291

5 Федоров В Н Моделирование в обработке и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин / В Н Федоров, В А Лушпеев //Нефтяное хозяйство -2004 -№12 - С 100-102

6 Федоров В Н Способ определения фильтрационных параметров анизотропных пластов по результатам термогидродинамических исследований скважин / В Н Федоров, В А Лушпеев // Новые технологии разработки и

повышения нефтеотдачи Тр IV междунар технологии симпозиума - М Институт нефтегазового бизнеса, 2005 - С 282-286

7 Федоров В Н Обработка и интерпретация результатов термогидродинамических исследований скважин на основе решения прямой-обратной задачи / В Н Федоров, В А Лушпеев // Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений Материалы конф — Томск Томский университет, 2005 -С 78

8 Федоров В Н Определение продуцирующих интервалов многопластовых объектов нефтегазовых месторождений при нестационарных режимах фильтрации / В Н Федоров, В А Лушпеев // VI конгресс нефтегазопромышленников России Сб тезисов - Уфа ОАО НПФ «Геофизика» 2005 - С 39-40

9 Федоров В Н Определение продуцирующих интервалов многопластовых объектов нефтегазовых месторождений при нестационарных режимах фильтрации / В Н Федоров, В А Лушпеев // Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе Тез докл науч симпозиума - Уфа ОАО НПФ «Геофизика», 2005 - С 85-86

10 Федоров В Н Определение проницаемости неоднородных пластов по результатам термогидродинамических исследований скважин / В Н Федоров, В А Лушпеев // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона Сб тр СургуНИПИнефть -М Нефтяное хозяйство, 2005 -Вып 6-С 110-116

11 Мешков В М Оценка эффективности геолого-технических мероприятий термогидродинамическими методами / В М Мешков, С С Клюкин, В А Лушпеев // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона Сб тр СургуНИПИнефть -М Нефтяное хозяйство, 2005 -Вып 6 - С 149-157

12 Пат 45776 РФ, Е 21 В 47/06 Устройство для исследования многоствольных скважин / В Н Федоров, М Г Нестеренко, В М Мешков, С С Клюкин, В А Лушпеев (Россия) № 2005100638, Заявлено 11 01 2005, Опубл 27 05 2005, Бюл №15

13 Федоров В Н Оценка параметрической чувствительности математической модели системы пласт-горизонтальный ствол скважины при решении прямой задачи гидродинамики / В Н Федоров, Р Ф Шарафутдинов, М Ф Закиров, С И Затик, В А Лушпеев // Нефтяное хозяйство - 2006 - № 2 -С 62-65

14 Лушпеев В А Определение области применения метода Маскета при обработке КВУ на основе модельных решений / В А Лушпеев, В Н Федоров // Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета - Тюмень, 2006 - С 33-35

15 Федоров ВН Термогидродинамические исследования горизонтальных и многозабойных скважин / В Н Федоров, В А Лушпеев, С С Клюкин // Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета — Тюмень, 2006 - С 39-40

16 Лушпеев В А Определение фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов по результатам термогидродинамических исследований скважин / В А Лушпеев, В Н Федоров, М Г Нестеренко // VI конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа Сб материалов -Ханты-Мансийск, 2006 - С 95-97

17 Федоров В Н Оценка качественного состава пластового флюида в горизонтальном стволе скважины / В Н Федоров, М Г Нестеренко, В А Лушпеев // Нефтяное хозяйство -2006 -№4 - С 76-78

18 Федоров В Н Технология термогидродинамических исследований многопластовых объектов / В Н Федоров, В М Мешков, В А Лушпеев П Нефтяное хозяйство -2006 -№4 - С 80-82

19 Нестеренко МГ Определение удельных дебитов прослоев многопластового объекта и качественного состава пластового флюида термогидродинамическими методами / М Г Нестеренко, В М Мешков, В А Лушпеев // Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений Материалы конф -Томск,2006 - С 136

20 Пат 2290507 РФ, Е 21 В 47/10 Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов / В Н Федоров, В М Мешков, С С Клюкин, В А Лушпеев (Россия) - № 2005100437/03, Заявлено 11 01 2005, Опубл 27 12 2006, Бюл №36

Соискатель

В А Лушпеев

Издательство "Вектор Бук" Лицензия ЛР № 066721 от 06 07 99 г

Подписано в печать 30 08 2007

Формат 60x84/16 Бумага офсетная Печать Riso Уел печ л 1,44 Тираж 100 экз Заказ 231

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук» Лицензия ПД № 17-0003 от 06 07 2000 г

625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел (3452) 46-54-04,46-90-03

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лушпеев, Владимир Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ

РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ И

СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1.1. Анализ разработки пласта БС12" Родникового месторождения

1.2. Геофизические методы исследования скважин при совместной разработке пластов

1.3. Гидродинамические методы исследования скважин при совместной разработке пластов 46 Выводы по главе

2. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОЛИ УЧАСТИЯ ПЛАСТОВ В ОБЩЕМ ДЕБИТЕ СКВАЖИНЫ ПРИ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКЕ И ИХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ

2.1. Математическая модель распределения полей температуры и давления при стационарной и нестационарной фильтрации флюида

2.2. Моделирование скорости притока жидкости к стволу скважины

2.3. Технология проведения термогидродинамических исследований многопластовых объектов

2.4. Алгоритмы обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований многопластовых объектов 74 Выводы по главе

3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ, ВОЗНИКАЮЩИХ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА

3.1. Лабораторные исследования дроссельного и баротермического эффектов

3.2. Лабораторные исследования адиабатического эффекта сжатиярасширения

Выводы по главе

4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИН ПЛАСТА БС^1"3 РОДНИКОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Промысловые исследования скважины № 1054 Родникового месторождения

4.2. Промысловые исследования скважины № 1630 Родникового месторождения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование термогидродинамических методов оценки фильтрационных свойств многопластовых объектов"

Актуальность работы

Объект разработки - сложнопостроенная природная система, имеющая большой запас свободной энергии, которая обусловлена горным давлением и внутренним давлением растворенного в нефти газа [19]. Часто объекты разработки состоят из нескольких объединенных пластов. Мировой и российский опыт показывает, что существует ряд негативных последствий, проявляющихся на поздних стадиях разработки месторождений, вследствие объединения в один объект нескольких пластов или горизонтов. Действительно, с точки зрения наиболее полного извлечения углеводородов из недр и осуществления качественного контроля за разработкой, целесообразней каждый пласт разрабатывать отдельной сеткой скважин. В настоящее время в разработку вводятся залежи с трудноизвлекаемыми запасами, имеющие сложное геологическое строение и состоящие из нескольких продуктивных слоев. Зачастую вводимые в разработку залежи бывают настолько неоднородными, что выделить в них и разрабатывать отдельно каждый прослой не представляется возможным, либо экономически не выгодно. Однако условия рыночной экономики не являются основополагающим фактором при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Существуют «Правила разработки нефтяных и газовых месторождений» [65], пункт 2.2.2 которых гласит: «Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных давлений». Опубликовано большое количество работ посвященных вопросу создания многопластовых объектов разработки [16, 20, 36, 47 и др.]. В 1948 г. в период развития научных основ разработки месторождений академиком А.П. Крыловым и другими учеными были сформулированы 3 группы факторов, которые необходимо учитывать при выделении эксплуатационных объектов: геологические, гидродинамические и экономические [51]. К началу 80-х годов XX века анализируя теорию и практику выделения эксплуатационных объектов на месторождениях бывшего СССР авторы [47] расширили список и выделили 5 групп факторов: геолого-промысловые, гидродинамические, технические, технологические, экономические.

Учет перечисленных факторов и грамотное применение информации, предоставляемой специалистами различных областей, играют важную роль при составлении проектной документации на совместную эксплуатацию пластов, и является основой для достижения главной цели разработки нефтяных месторождений - наиболее эффективное, экономически обоснованное и полное извлечение углеводородного сырья из недр.

Разработка нефтяных и газовых месторождение - динамичный и капиталоемкий процесс, в связи с чем, актуальной является проблема оптимизации систем и технологий добычи нефти и газа из недр, оптимального управления природными резервуарами. Технологии добычи углеводородного сырья и методы воздействий на пласты с целью увеличения нефтеотдачи должны быть научно обоснованы и грамотно спланированы. Для решения поставленных задач необходима полная и достоверная информация о строении и свойствах продуктивных пластов, получаемая при проведении геолого-геофизических и промыслово-гидродинамических исследованиях скважин. Немаловажен комплексный подход в обработке накопленной и вновь поступающей информации.

При эксплуатации многопластовых объектов происходит опережающая выработка наиболее проницаемых прослоев. Полное обводнение скважин может наступить при значительных текущих запасах в низкопроницаемых коллекторах [19]. Чтобы вовремя предотвратить негативные последствия совместной эксплуатации пластов и достоверно смоделировать процесс заводнения необходимо регулярно проводить мероприятия по контролю за разработкой геофизическими и гидродинамическими методами на скважинах эксплуатирующих одновременно несколько пластов.

Проблемам, связанным с разработкой многопластовых месторождений и с осуществлением контроля за их разработкой геофизическими и гидродинамическими методами посвящено большое количество научных работ. Значительный вклад в решение этих задач внесли многие крупные ученые: Г.И. Баренблатт, А.Ф. Блинов, Ю.П. Борисов, Н.Е. Быков, В.Н. Дахнов, Р.Н. Дияшев, С.Н. Закиров, Э.Б. Чекалюк, В.Н. Щелкачев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, В.Д. Лысенко, С.Г. Каменецкий, а также зарубежные ученые, занимающиеся данной проблемой: Н.С. Lefkovits, H.J. Ramey, F.J. Kuchuk, L. Ayestaran и многие другие. В научных публикациях большое внимание уделено задачам термических методов при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Этому направлению посвящены работы Я.Н. Басина, Р.А. Валиуллина, Г.Г. Вахитова, И.Л. Дворкина, Ю.В. Капырина, Б.Б. Лапука, А.И. Макарова, В.Ф. Назарова, Н.Н. Непримеров, М.А. Пудовкина, Р.А. Резванова, А.Ш. Рамазанова, Е.В.Теслюка, Г.Ф. Требина, Р.Ф. Шарафутдинова, А.И. Филиппова, Б.А. Яковлева и др. Во многих работах представлены технологии проведения термодинамических, гидродинамических исследований, методы обработки и интерпретации полученных результатов.

Существующие на сегодняшний день и применяемые на практике методы исследования многопластовых объектов имеют существенные ограничения. В основном ограничения связаны с конструкцией ствола исследуемой скважины, поскольку традиционные гидродинамические исследования скважии при совместной эксплуатации пластов основаны на последовательном отсечении пакером каждого пласта, определении дебитов и фильтрационных параметров каждого интервала в отдельности. Провести комплекс исследований с пакерованием на забое в горизонтальной скважине или в скважиие с открытым хвостовиком технически очень сложно. Кроме того, традиционные гидродинамические исследования многопластовых 8 объектов не отвечают на вопрос вклада каждого пласта в общий дебит скважины при одновременной эксплуатации, а, следовательно, нет возможности по результатам исследований подобрать оптимальную депрессию, отвечающую условиям равномерной выработки эксплуатируемых пластов многопластового объекта. Особенно актуален этот вопрос при эксплуатации скважин, пробуренных в низкопроницаемых, анизотропных коллекторах. От фильтрационно-емкостных параметров исследуемых объектов также зависит выбор технологии проведения исследований, например, на малодебитных скважинах, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, описанная выше технология не применима.

Широкое распространение в практике промыслово-геофизических исследований (ПГИ), направленных на изучение интервалов притока в скважинах, вскрывающих несколько пластов одновременно, получили методы термометрии [27, 43]. Эти методы основаны на выделении аномалии температуры напротив интервалов притока по стволу скважины, обусловленных дроссельным эффектом при неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины. Однако, при этом обязательно условие стационарной фильтрации, что не обеспечивается при существующей технологии геофизических исследований, проводимых при кратковременных отработках малодебитных скважин (вызов притока пенной системой или снижение уровня в межтрубном пространстве азотом). Ограничения традиционной термометрии обусловлены как нестационарностью притока пластового флюида в ствол скважины, так и подвижностью глубинного геофизического прибора, поскольку скорость перемещения прибора оказывает существенное влияние на выявление термодинамических эффектов (адиабатический, дроссельный, калориметрический), проявляющихся в стволе скважины при наличии или отсутствии притока в изучаемом интервале ствола скважины.

В этой связи особую актуальность приобретает задача создания методики исследования скважин эксплуатирующих одновременно несколько пластов, позволяющей с высокой степенью достоверности определять долю участия в общем дебите скважины каждого продуктивного интервала, а также фильтрационные параметры пластов, в том числе состоящих из нескольких пропластков. Кроме того технология исследований должна соответствовать условиям, создавшимся в настоящее время в нефтяной промышленности, а именно позволяющая проводить исследования в горизонтальных скважинах и скважинах с открытым забоем, вскрывающих низкопроницаемые анизотропные и сложные по геологическому строению коллектора. Результаты проведенных исследований должны поддаваться анализу с точки зрения контроля за разработкой месторождения.

Целью работы является повышение эффективности разработки многопластовых месторождений путем контроля выработки запасов совершенствованием термогидродинамических методов исследования скважин.

Для решения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

1. Провести анализ текущей разработки Родникового месторождения с

1 3 точки зрения оценки выработанности запасов из прослоев пласта БСр ', являющегося многослойным и неоднородным по геологическому строению.

2. Проанализировать существующие методы контроля за выработкой запасов многопластовых объектов проведением комплекса геофизических и гидродинамических исследований скважин.

3. Разработать методику определения доли участия отдельных пластов в общем дебите скважины и фильтрационных параметров пластов многопластового объекта.

4. Разработать технологию исследования скважин, позволяющую проводить термогидродинамические исследования малодебитных, горизонтальных и наклоннопаправленных скважин с открытым хвостовиком и определять фильтрационные параметры многопластовых объектов.

5. Провести лабораторные исследования термодинамических эффектов, возникающих в стволе скважины при стационарных и нестационарных режимах фильтрации флюида в пористой среде.

6. Провести промысловые эксперименты на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и проанализировать результаты термогидродинамических исследований скважин с различными конструкциями забоев для оценки информативности разработанной методики.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лушпеев, Владимир Александрович

Основные результаты исследований заключаются в следующем:

1. Диссертационная работа представляет собой основу новых направлений изучения фильтрационных параметров коллекторов термогидродинамическими методами при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности скважин при совместной эксплуатации пластов.

2. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для прямых задач термо- и гидродинамики при нестационарной, неизотермической фильтрации в анизотропном пласте. Установлены следующие закономерности:

2.1. На основе математического моделирования выявлены диагностические признаки притока пластового флюида или его отсутствие в исследуемом интервале ствола скважины, основанные на сравнительном анализе адиабатического и дроссельного эффектов. Основным диагностическим признаком, указывающим на отсутствие притока в исследуемом интервале, является преобладание адиабатического эффекта над баротермическим (дроссельным).

2.2. На основе лабораторных исследований определены термодинамические коэффициенты - адиабатический и баротермический, позволяющие обеспечить интерпретацию термогидродинамических исследований скважин уточнением типа притекающего пластового флюида. Значение коэффициента адиабатического расширения для нефти в 3-4 раза превышает значения для пластовой воды. Экспериментально определены коэффициенты адиабатического расширения для нефти месторождений: Верхне-Ляминское (АСЩ2)) - 0,044 К/МПа, (ЮС0) - 0,052 К/МПа, Южно-Сурьюганское (АСИ) - 0,024 К/МПа; для пластовой воды - Западно-Камынское (АС]0(2)) - 0,013 К/МПа, Западно-Сургутское (БС0 - 0,016 К/МПа, (БСю) - 0,013 К/МПа и многих др. Расчетный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтей Сургутского свода лежит в диапазоне 0,324 - 0,348 К/МПа, значение баротермического коэффициента, определенного экспериментальным путем - 0,207 - 0,237 К/МПа.

2.3. На основе математического моделирования и промысловых экспериментов установлена зависимость скорости изменения температуры напротив продуктивного интервала после мгновенного запуска скважины от скорости фильтрации пластового флюида в данном интервале.

3. Установлено, что:

3.1. Геофизические и гидродинамические методы изучения многопластовых объектов и анизотропных пластов ограничены применением только в вертикальных скважинах и наклонно-направленных скважинах с углами кривизны 30-40 град, что связано со сложностью доставки на забой скважины исследовательского оборудования.

3.2. Существенное влияние на достоверность результатов геофизических исследований многопластовых объектов оказывает способ вызова притока и скорость перемещения прибора в стволе скважины.

3.3. Способы определения фильтрационных параметров гидродинамическими методами имеют существенные ограничения, связанные как с конструкцией ствола скважины (часто используется нецементируемый хвостовик), так и с высокой анизотропией разрабатываемого объекта, когда выделить продуктивные прослои в отдельные пропластки практически невозможно.

4. Предложены, обоснованы и апробированы:

4.1. Многодатчиковая технология термогидродинамических исследований скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации комплекса параметров (температуры и давления), характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины.

4.2. Методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин, вскрывших многопластовые объекты, с целью определения интервалов притока, удельных дебитов пластов и фильтрационных параметров продуцирующих интервалов.

5. Разработанная методика термогидродинамических исследований позволяет:

- определять удельные дебиты пластов многопластового объекта или прослоев анизотропного пласта;

- определять фильтрационные параметры каждого продуктивного интервала анизотропного пласта или многопластового объекта;

- проводить исследования в скважинах с открытыми конструкциями забоев;

6. Установлено многочисленными промысловыми экспериментами на скважинах при совместной эксплуатации пластов, что предложенная методика обеспечивает высокую информативность исследований и надежность определения продуктивных и фильтрационных параметров анизотропных пластов и многопластовых объектов.

7. Способ определения фильтрационных параметров неоднородных пластов позволяет оценить выработанность пластов многопластовых объектов и уточнить подвижные запасы продуктивных прослоен неоднородных коллекторов.

8. Методика разработана для обеспечения контроля разработки, построения и информационного обеспечения постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей.

9. При проведении исследований 20 наклонно-направленных скважин в год экономический эффект от внедрения методики термогидродинамических исследований многопластовых объектов и сложнопостроенных коллекторов составляет более 6 млн. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработан аппаратно-методический комплекс проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин при совместной эксплуатации пластов. Исследованы особенности нестационарных термогидродинамических полей при неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности, а также в стволе скважин с учетом смешивания потоков, тепловой инерционности системы "скважина-пласт" и датчика температуры. Результаты исследований способствуют повышению достоверности обработки и интерпретации промысловых данных термических и барометрических исследований скважин и пластов в условиях неизотермической фильтрации пластового флюида.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лушпеев, Владимир Александрович, Тюмень

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.-407 с.

2. Базив В.Ф., Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 11. С. 5860.

3. Балакирев Ю. А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970 192 с.

4. Балакирев Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1970. - 193 с.

5. Баренблатт Г. И., Максимов В. А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтеносного пласта по данным нестационарного притока жидкости к скважинам //Изв. АН СССР, ОТН. 1958. № 7.

6. Баренблатт Г.И., Ентов В.М.: Рыжик Б.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. — М.: Недра, 1972. 181 с.

7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М: Недра.- 1984.- 206 с.

8. Басик Я.Н., Степанов А.Г. Скважинная аппаратура для измерения дебита и температуры //Геофизическая аппаратура. Л.: Недра, 1960. - вып. 44. С. 94-97.

9. Басниев К.С.и др. Подземная гидравлика,- М.: Недра, 1986. 289 с.

10. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с.

11. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз. информ. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1999. С. 27-30.

12. Блинов А.Ф. О восстановлении давления в скважине, эксплуатирующей два пласта с различным забойным давлением. / Труды ТагНИИ, выи. 2, Бугульма, Таткнигоиздат, 1960. С. 253-261.

13. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра, 1971. - 211 с.

14. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости. /Труды ВНИИ, вып. XIX, Гостоптехиздат, 1959. С. 79-81.

15. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - 250 с.

16. Бузинов С.И., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269 с.

17. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974. 232 с.

18. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996. - 382 с.

19. Быков Н.Е. Выделение эксплуатационных объектов в разрезах многопластовых месторождений. М.: «Недра», 1975. 144 с.

20. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башкирск. Гос. ун-та, 1992.- 168 с.

21. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками. Изд-е Башкирск. Ун-та. Уфа, 1998. -116с.

22. Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Рамазанов А.Ш. и др. Решение одной обратной задачи термогидродинамики. // Обратные задачи в приложениях. Бирск: БирГСПА, 2006. - 304 с.

23. Васильевский В.Н., Каменецкий С.Г., Умрихин И.Д. Развитие гидродинамических методов исследований нефтеносных пластов и скважин

24. СССР. /Рациональная разработка нефтяных месторождений в Советском Союзе //Труды ВНИИ, вып. LIII. М.: Изд-во Недра, 1970. С. 64-71.

25. Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра. 1989. - 271 с.

26. Вахитов Г.Г., Кузнецов O.J1., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978. 216 с.

27. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика /Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра, 1983. - 591 с.

28. Гиматудинов Ш.Е. и др. Физика нефтяного и газового пласта. М: 1982. -308 с.

29. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1981.-240 с.

30. Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995.-523 с.

31. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. — JL: Гостоптехиздат, 1952. 217 с.

32. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. -448 с.

33. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2004. - 192 с.

34. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учебник для вузов /Под ред.В.М. Добрынина. М.: Недра, 1986.-342 с.

35. Дополнение к технологической схеме разработки Родникового месторождения. Тюмень, 2003. 1287 с.

36. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1986.-332 с.

37. Жувагип Н.Г., Комаров С.Г., Черный В.Б. Скважинный термокопдуктивпый дебитомер СТД. М.: Недра, 1973. - 80 с.

38. Заворотько Ю.М. Геофизические методы исследования скважин. М.: Недра, 1983.-211 с.

39. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов.- М.: Недра, 1985. 422 с.

40. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 6. С. 60 - 63.

41. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2001. - 212 с.

42. Иктисанов В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство, № 2, 2002 г. С. 56-59.

43. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, 2005. - 780 с.

44. Каменецкий С.Г. Нефтепромысловые исследования скважин. М.: Недра, 1971.-280 с.

45. Каменецкий С.Г., Борисов Ю.П. К вопросу об определении основных гидродинамических параметров в пластах, расчлененных на отдельные пропластки. Труды ВНИИ, вып. XIX, М., Гостоптехитздат, 1959. С. 164-173.

46. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 224 с.

47. Каналин В.Г., Дементьев Л.Ф. Методика и практика выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях. -М.: Недра, 1982.-224с.

48. Комплексное лабораторное изучение пород-коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам ОАО «Сургутнефтегаз». Отчет о НИР, том1, Тюмень, 2000

49. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, - 221 с.

50. Костюченко С.В., Ямпольский В.З. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений. Томск: Изд-во HTJ1, 2000. - 246 с.

51. Крылов А.П., М.М. Глаговский и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва - Ленинград, Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1948. -416 с.

52. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоностных пластов. М., Недра, 1974. 200 с.

53. Лапук Б. Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, № 3. С. 45-47.

54. Лапук Б.Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, № 4. С. 38-40.

55. Лейбензон Л.С. Подземная гидрогазодинамика. Собрание трудов, т. II. -М.: Изд-во АН СССР, 1953. 357 с.

56. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесценр», 2000. 516 с.

57. Максимов В.М. Основы гидротермодинамики пластовых систем. М.: Недра, 1994.- 194 с.

58. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) М.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

59. Мехтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х. и др. Термические исследования нефтяных и газовых месторождений.— М.: Недра, 1971. 216 с.

60. Непримеров Н. Н. Экспериментальные исследования некоторых особенностей добычи парафинистой нефти. Казань, изд-во КГУ, 1958. 117 с.

61. Непримеров Н. Н., Пудовкин М. А., Марков А. И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань, изд. КГУ, 1968. -303 с.

62. Нефтепромысловое оборудование: Справочник /Под ред. Е.И.Бухаленко.-2-е изд., перераб. и доп.- М, Недра, 1990.- 559 с.

63. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежи нефти геофизическими методами. М., «Недра», 1977. 239 с.

64. Патент №2290507 РФ, Е21В 47/10. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов // Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Клюкин С.С., Мешков В.М., Лушпеев В.А. // Бюллетень Изобретения, 2006, - №33.

65. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. М.: Недра, 1980.-224 с.

66. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта.-М.: Недра, 1966.- 196 с.

67. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1982.- 192 с.

68. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. -Москва, 1987. Утверждены Коллегией МНП СССР от 15 октября 1984 г. № 44, п. IV.

69. Практические указания испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Часть 3. Исследование комплексом гидродинамических методов. Книга 1. Тюмень- Тверь, 1994 г. 63 с.

70. Приборы для измерения температуры контактным способом /Под ред. Р.В. Бычковского. Львов: Вища шк., 1978. - 208 с.

71. Проселков В.М. Теплопередача в скважинах.- М.: Недра, 1975. 224с.

72. Пудовкин М. А. Теоретические расчеты поля температур нефтяного пласта при нагнетании в него воды. Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Казань, изд-во КГУ, 1962. -219 с.

73. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М: Недра, 1973. - 186 с.

74. Рамазанов А.Ш., Шарафутдипов Р.Ф., Халикова А.Г. Ьаротермическийэффект при вытеснении нефти из пористой среды. Изв. АН СССР., МЖГ. -1992. №3. С.104-109.

75. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 15339.0-047-00. М.: 2000.- 102 с.

76. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 216 с.

77. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. — М.: Недра, 1972.-276 с.

78. Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений». М.: ППП «Типография «Наука», 2002. - 75 с.

79. Руководящий документ (РД 153-39.0-110-01) «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». М: 2002. - 98 с.

80. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. О производительности горизонтальных скважин в пластах с высокой вертикальной анизотропией и расчлененностью //Нефтепромысловое дело. № 10. - 2002. - с. 28-33.

81. Саркисов И.Г., Барминский А.Г. Каротажные станции, оборудование, кабели. Методика геофизических исследований на нефть и газ. М.: Недра, 1979.-120 с.

82. Свидетельство на полезную модель 26326 РФ, МКИ Е 21 В 49/00. Устройство для исследования горизонтальных скважин // В.М. Мешков, В.Н. Федоров, М.Г. Нестеренко // Бюл. Изобретения 2002. - № 33.

83. Свидетельство на полезную модель 45776 РФ, Е 21 В 47/06. Устройство для исследования многоствольных скважин // Мешков В.М., Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Клюкин С.С., В.А. Лушпеев // Бюллетень Изобретения, -2005,-№ 1.

84. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д., Днепровская Н.И., Павлов А.А. Опытэффективного применения автономных скважинных манометров// НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 64. С. 91-93.

85. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. Под ред. С.Н. Закирова. М.: Изд. «Грааль». - 2000. - 643 с.

86. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. Справочное издание. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья»; 1999. - 268 с.

87. Справочник трубы нефтяного сортамента, М. 1987. 206 с.

88. Телков А.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления забойного давления при различной форме границы пласта. В кн. Подземная гидравлика. — Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. — М.: вып. 33, 1961. С. 131-142.

89. Телков А.П., Телков В.А. Термогидродинамичсские задачи притока газа к несовершенным скважинам. — М.: ВНИИгазпром, 1989. 39 С.

90. Умрихин И.Д., Бузинов С.Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов,- М.: Недра. 1974. 190 с.

91. Федоров В.Н., Лушпеев В.А. Моделирование в обработке и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». М.: 2004. - №12. С. 100-102.

92. Федоров В.Н., Мешков В.М. Современные гидродинамические методы исследования скважин //Интервал. 2002. - № 1. С. 55-60.

93. Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Мешков В.М. Современные средства измерения для гидродинамических исследований скважин //НТВ Каротажник. Тверь. - 2001. - вып.83. С. 73-82.

94. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8. С. 92-94.

95. Физический энциклопедический словарь/ Гл. ред. А.М.Прохоров. Ред. Кол. Д.М. Алексеев, A.M. Бонч-Бруевич, А.С. Боровик-Романов и др.- М.:

96. Сов. энциклопедия 1983.- 928 с.

97. Филиппов А.И., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля дроссельного эффекта в пластовых условиях при наличии охлаждения закачиваемой водой //нефть и газ. 1982. - № 3. С. 53-58.

98. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. Саратов, Изд-во Саратов.унив., 1989. 116 с.

99. Ю8.Чарный И.А. Определение некоторых параметров пластов при помощи кривых восстановления забойного давления. //Нефтяное хозяйство, № 3, 1955. С. 57-60.

100. Чекалюк Э.Б. и др. Инструкция по гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых залежей. Киев, Гостехиздат, 1961. 96 с.

101. Щелкачев В.Н., Назаров С.Н. Учет влияния гидродинамического несовершенства скважин в условиях упругого режима. Нефтяное хозяйство, 1954, №5. С. 23-26.

102. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. - 304 с.

103. A1-Hussainy R., Ramey Н. I. and Crowford Р.В. The Flow of Real Gases through Porous Media. I.P.T., May, 1966. P. 624-636.

104. Harris M.H. The Effect of Perforating on Well Productivity.-IPT.Apr., 1966.

105. Hudson H. Cremona Transformations Plane and Space. Cambridge: Univ.Press. 1927.-514 p.

106. Hurst W. Unsteady flow of fluids in oil reservoirs. "Physics", v. 5, № 1, Jan 1934. P. 20-30.

107. Joshi S.D. Horizontal Well Technology, 1991. P. 533.

108. Kazemi H. Pressure builup in reservoir limit testing of stratified systems //JPT, April, 1970. P. 36-39.

109. Lee W.J. Characterizing formations with well tests. SPE, S.A.Holditch and Associates, Inc. 1997. - 112 p.

110. Lefkovits H.C. et al. A. Study of the behavior of bounded reservoirs composed of stratified layers //SPEJ, March, 1961. P. 12-15.

111. Muskat M. The flow of compressible fluids through porous media and sonic problems in heat conduction. "Physics", v. 5, .№ 3, March 1934. P. 71-94.

112. Polubarinova-Kochina P.Ya. Theory of groundwater movement. Princeton, 1962.-201 p.

113. Shah P.C., Karakas M., Kuchuk F., Ayestaran L. Estimation of the Permeabilities and Skin Factors in Layered Reservoirs with Downhole Rate and Pressure Data //SPEFE , Sept, 1988. P. 55-56.