Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Технология промыслово-геофизического контроля в условиях изменяющихся во времени параметров нефтегазовых пластов

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Технология промыслово-геофизического контроля в условиях изменяющихся во времени параметров нефтегазовых пластов"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 550.832:622

КАЕШКОВ ИЛЬЯ СЕРГЕЕВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ в УСЛОВИЯХ ИЗМЕНЯЮЩИХСЯ ВО ВРЕМЕНИ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.10 - «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2/НОЯ 2014

005556117

I

Москва 2014

005556117

Работа выполнена на кафедре Геофизических Информационных Систем Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Кременецкий Михаил Израилевич

доктор технических наук, главный научный сотрудник ИПНГ РАН Индрупский Илья Михайлович

Ведущая организация:

кандидат технических наук, начальник геологического отдела ООО «Газпром георесурс» Чупова Ирина Михайловна

ООО «Газпромнефть-Хантос», г. Ханты-Мансийск

Защита диссертации состоится 18.12.2014г. в 15:00, в ауд. 409, на заседании ученого совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И. М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1,119991, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университете нефти и газа имени И. М. Губкина.

Автореферат разослан . //. 2014г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

М.С. Хохлова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Актуальные объекты разработки нефтяных и газовых месторождений имеют такие осложняющие факторы, как неоднородная проницаемость, множественные разломы, локальная трещиноватость, сложная геометрия, высокая расчлененность, низкое пластовое давление, подвижная газовая шапка, и многие другие. Практически для всех добывающих компаний России большую долю активов, составляют коллекторы с низкой проницаемостью. Характерными особенностями разработки коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами является интенсификация притока с помощью гидроразрыва пласта (ГРП), бурение горизонтальных стволов, в том числе с многостадийным ГРП (МГРП) и зачастую жесткая система поддержания пластового давления (ППД).

Казалось бы, низкая проницаемость должна обуславливать медленное протекание гидродинамических процессов в пласте. Однако естественные геологические неоднородности и техногенные трещины, многочисленные геолого-технологические мероприятия (ГТМ), а также большие контрасты забойного и пластового давления обуславливают активное взаимовлияние скважин и высокую динамичность параметров системы скважина-пласт. Динамика измеряемых параметров непосредственно в процессе измерений обуславливает сложности проведения и обработки традиционных методов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин.

Комплекс проблем, обусловленный взаимодействием скважин и изменением параметров пласта, делает контроль разработки залогом эффективной эксплуатации недр. Недостаточная эффективность организации мониторинга, ошибки организации системы ППД и добычи непосредственно влияют на объем невыработанной нефти и итоговый КИН. Поэтому задачи построения качественной и экономически обоснованной системы мониторинга разработки месторождения, включая техническую и методическую реализацию, обретают все большую важность.

з

Ключом к контролю и оперативному управлению разработкой являются глубинные стационарные измерительные системы, передающие данные в режиме реального времени. Внедрение систем стационарного мониторинга становится совершившимся фактом. Многие из них прошли успешную апробацию и находятся на пути к производственному внедрению. Многие (в первую очередь телеметрические системы ЭЦН) широко внедрены в производство и стали неотъемлемой частью системы контроля разработки

Внедрение стационарного мониторинга разработки означает не только то, что существенно увеличивается длительность наблюдения за объектом. Охват непрерывными измерениями практически всего цикла разработки месторождения от этапа опытной эксплуатации до полной выработки означает, что большинство контролируемых параметров даже в пределах отдельных циклов измерений нельзя считать стабильными.

Поэтому исследования, основанные на длительном стационарном мониторинге забойных параметров, требуют технической и методологической адаптации для учета динамичного изменения изучаемых параметров во времени, в том числе в период исследования. Их совершенствование невозможно без комплексного использования данных длительного мониторинга совместно с результатами традиционных гидродинамических исследований скважин (ГДИС) промыслово-технологических исследований (ТИ) геофизических исследований скважин в открытом стволе (ГИС) и в процессе эксплуатации скважин (ПГИ). Цель работы

Отмеченные проблемы определили основные цели диссертационной работы, состоящие в комплексном усовершенствовании технологий проведения и методик интерпретации результатов исследований скважин с использованием систем долговременного скважинного мониторинга геофизических и гидродинамических параметров в условиях изменяющихся во времени свойств пласта.

Задачи

1. Анализ информативности методов контроля разработки с использованием долговременного гидродинамического и промыслово-геофизического мониторинга при изучении динамики состояния коллектора. В работе рассмотрены: фильтрационные свойства, характеристики вскрытия, насыщение, геометрические характеристики и энергетические свойства пласта.

2. Разработка технологии циклических ГДИС и ПГИ в рамках долговременного мониторинга без остановки скважины, а также методики интерпретации полученных данных для ликвидации неоднозначностей, связанных с одновременным изменением нескольких характеристик коллектора в околоскважинной зоне.

3. Анализ информативных возможностей долговременного мониторинга геофизических параметров при изучении динамики свойств удаленной от скважины области пласта.

4. Разработка методики совместной интерпретации длительных исследований в соседних добывающих и нагнетательных скважинах в условиях их взаимовлияния.

5. Разработка оперативной методики интерпретации данных мониторинга в условиях раннего взаимовлияния скважин, которое критически ограничивает возможности известных методик интерпретации.

6. Обоснование алгоритма комплексного анализа данных долговременного мониторинга геофизических параметров совместно с результатами ГИС, ГДИС, ТИ и ПГИ с целью определения свойств удаленной от скважины области пласта (построение карт проницаемости, пластового давления, диагностика пластовых неоднородностей).

7. Теоретический и экспериментальный анализ информативных возможностей температурного мониторинга с целью изучения динамики работающих толщин.

Методика

При решении задач, поставленных в диссертационной работе, использовались результаты обобщения и анализа отечественных и зарубежных публикаций, посвященных описанному кругу проблем; теоретическое изучение физических процессов, описывающих закономерности поведения полей давления, температуры и скорости потока в скважине и пласте; математическое моделирование поведения перечисленных полей; постановка, обобщение и анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин с использованием известных, усовершенствованных и разработанных автором методик и алгоритмов.

В ходе выполнения работы автором использовалось программное обеспечение отечественных и зарубежных компаний «Камертон-Контроль», (НПП «ГЕТЭК»); «Saphir», «Topaze» (Kappa Engineering); «EclipselOO», «Eclipse300» (Schlumberger).

Достоверность научных выводов и рекомендаций соискателя подтверждена обобщением и анализом результатов отечественных и зарубежных исследований, оценкой информативности используемых методов исследований и достоверности выявленных закономерностей поведения изучаемых геофизических полей на базе математического моделирования и экспериментов в скважинах, результатами практического применения и внедрения предложенных способов исследования скважин и интерпретации полученных результатов. Научная новизна

1. Разработана технология долговременного мониторинга разработки без остановки скважины в условиях изменения во времени свойств пласта, включающая целенаправленные циклические изменения депрессии, оптимальные по интенсивности и по длительности.

2. Усовершенствован алгоритм комплексной интерпретации результатов длительного мониторинга за счет использования многоцикловых ГДИС без

6

остановки скважин, ГИС и ПГИ с целью определения динамики изменения фильтрационных свойств и характеристик вскрытия пласта в околоскважинной зоне.

3. Предложен алгоритм совместной интерпретации результатов мониторинга соседних интерферирующих добывающих и нагнетательных скважин для оценки текущего пластового давления в межскважинном пространстве.

4. Разработан алгоритм комплексной оперативной интерпретации результатов мониторинга с целью оценки динамики пластового давления для условий раннего взаимовлияния скважин (скрытый радиальный режим течения) который предполагает совместный анализ результатов ГДИС, ГИС и ПГИ в комбинации с методом материального баланса.

5. Разработаны методика измерений и алгоритм интерпретации их результатов, учитывающие аппаратурные особенности распределенных температурных датчиков ОВС и особенности информативных эффектов.

Защищаемые положения

1. Оптимальной технологией контроля разработки месторождений в условиях изменяющихся во времени свойств пласта является долговременный мониторинг гидродинамических и геофизических параметров в скважине на технологическом режиме эксплуатации в сочетании с циклическими целенаправленными изменениями депрессии (репрессии) на пласт.

2. В условиях интенсивного взаимовлияния скважин и одновременного изменения во времени фильтрационных параметров и энергетического состояния пласта долговременный мониторинг комплекса геофизических и гидродинамических параметров является результативным только в комбинации с методом материального баланса

3. Повышения информативности температурного мониторинга стационарными распределенными датчиками можно добиться путем регистрации и анализа миграции температурных аномалий, вызванных переходными процессами после пуска скважины в условиях минимального

влияния на тепловое поле в скважине эффекта калориметрического смешивания и теплообмена с вмещающими породами. Основными защищаемыми результатами являются

Методики проведения и алгоритмы комплексной интерпретации данных длительного скважинного мониторинга в условиях изменяющихся параметров пласта, основанные на результатах гидродинамического моделирования.

Способ восстановления профиля давления между скважинами при совместной интерпретации длительных исследований соседних взаимовлияющих скважин.

Алгоритм комплексной интерпретации результатов мониторинга с целью оценки динамики текущего пластового давления в условиях раннего взаимовлияния скважин, информативный при отсутствии необходимых для интерпретации ГДИС диагностических режимов течения.

Технология исследования распределенными стационарными датчиками для формирования и измерения информативных температурных эффектов в стволе скважины.

Методика экспресс интерпретации результатов распределенного температурного мониторинга, включающая обработку переходных процессов.

Практическая ценность и личный вклад

Предложенные методики исследований и интерпретации данных длительного стационарного мониторинга разработки месторождений в комплексе с геофизическими методами позволяют существенно повысить эффективность контроля изменения параметров пласта. Это достигается за счет использования следующих двух подходов. Первый - замена кратковременных остановок для определения текущих параметров пласта на аналогичные по длительности циклы смены режима работы скважины. Это позволяет избежать потерь добычи нефти во время простоя скважин (добыто дополнительных 50 тыс. тонн в ОАО «Газпромнефть»), Второй -

комбинирование традиционных методик ГДИС с методом материального баланса, что, снижает долю неинформативных исследований. Предложенные способы измерений и алгоритмы интерпретации результатов стационарной распределенной термометрии повышают достоверность определения профиля и состава притока.

Основной личный вклад автора заключается в выполнении анализа информативности методов промыслово-геофизического и

гидродинамического контроля в условиях изменения свойств пласта, в разработке способов совершенствования технологии проведения и методов интерпретации комплекса длительного геофизического мониторинга скважин, а также в разработке оптимальной методики проведения измерений и алгоритмов интерпретации распределенной оптоволоконной термометрии.

Реализация

Разработанные автором методы интерпретации данных позволили значительно увеличить количество одновременно определяемых динамичных параметров (фазовая проницаемость, скин-фактор, пластовое давление, работающая толщина) по результатам комплексного длительного скважинного мониторинга, выполняемых в группе компаний ОАО «Газпром нефть» и интерпретируемых в ООО «Газпромнефть НТЦ» (более 2 тыс. исследований в год).

С участием соискателя подготовлены программы специальных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лично проинтерпретировано не мене 600 исследований длительностью от полугода до семи лет.

Это позволило рекомендовать добывающим предприятиям большое количество результативных гелого-технических мероприятий (повторные ГРП, выравнивание профиля приемистости, соляно- и глинокислотные обработки и пр.), оптимизации режимов отбора и закачки, а также

прогнозировать свойства пласта для планирования бурения новых скважин и боковых стволов.

Апробация работы

Результаты работы были представлены на конференциях:

• WSAM 2014 (Winter school on applied modelling. Well and reservoir characterization.) Abu Dhabi, UAE, 2014

• X всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2014.

• Юбилейная десятая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)» г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2013.

• Международная научно-техническая конференция «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» Томск, 2013.

• 67-ая Международная молодежная научная конференция «Нефть и газа 2013» г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2013.

• Творческая конференции молодых ученых ООО «Газпромнефть НТЦ». Санкт-Петербург, 2012.

• Международная научно-техническая конференция «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нефтегазоконденсатных месторождений» Санкт-Петербург, 2012.

• XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» Москва, 2011.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения; содержит 136 страницы, в том числе 73 рисунка, 1 таблицу. Список литературы включает 132 наименования, в том числе 48 на иностранных языках. Благодарности

Автор выражает огромную благодарность д.т.н., профессору кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина М.И. Кременецкому за научное руководство, неизменную поддержку и внимание на протяжении всего времени работы над диссертацией. Автор глубоко признателен специалистам и руководителям ООО «Газпромнефть НТЦ» особенно В.М. Кричевскому, Д.Н. Гуляеву, В.В. Кокуриной, сотрудникам кафедры Геофизических информационных систем РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина за помощь и консультацию по ряду затронутых в работе вопросов, в особенности А.И. Ипатову, A.B. Городнову, В.В. Стрельченко, Г.М. Золоевой.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и определены основные задачи исследований, указаны методы решения поставленных задач, показаны научная новизна и практическая значимость работы. Проведен краткий обзор опубликованного материала, посвященного тематике диссертационной работы.

Отмечено, что в настоящее время важнейшим стимулятором развития технологий контроля разработки месторождений нефти и газа стало широкое применение в скважинах стационарных глубинных датчиков. Во второй половине XX века, такими учеными как М.-Г.Р^коукИ, Т.А.ВкзБ^ате, II. О. Aganval, эволюционно были разработаны высокоинформативные методы анализа промысловых данных. В течение последнего десятилетия в практике отечественного нефтегазового инжиниринга появилась возможность информационно насытить эти методы с помощью длительных замеров стационарными глубинными датчиками. Методы гидродинамических исследований формировались параллельно, в чем принимали непосредственное участие С.Н.Бузинов, Б.Б.Лапук, Л.С.Лейбензон, М.Маскет, И.Д.Умрихин, И.А.Чарный, В.Н.Щелкачев, ВеагЛ, Оагсу.Н, Яатеу Н.10.Р.ВоигсЫ, А.С.Спг^аЛеп,. \VJ.Lee, и др.

Кратко изложена эволюция методов промысловых геофизических исследований от стандартных однодатчиковых приборов к модульным многодатчиковым и стационарным системам, распределенным по стволу скважины. Более подробно информативные возможности и роль методов ПГИ рассмотрены в третьей главе диссертации. Отмечена роль отечественных и зарубежных исследователей, заложивших теоретический фундамент и методические основы промыслово-геофизических исследований (Я.Н.Басин, В.Н.Дахнов, И.Л.Дворкин, С.Г.Комаров, В.В.Ларионова, Н.Н.Непримеров, Б.М.Орлинский, ЕЬ^-Есопоппёез, М.Р."Пх1ег, Н.1.11атеу, С.А. и др.). Подчеркнуты научные и практические результаты ученых,

определивших дальнейшее развитие этого направления (З.С.Алиев,

A.С.Буевич, Р.А.Валиуллин, С.Г.Вольпин, Б.Ю.Венделынтейн,

B.М.Добрынин, С.Н.Закиров, Г.М.Золоева, Г.А.Зотов, А.И.Ипатов, Р.Д.Каневская, Д.А.Кожевников, С.Г.Комаров, Ю.П.Коротаев, М.И.Кременецкий, Л.Г.Кульпин, А.С.Кундин, В.В.Лаптев, В.И.Марон, Н.Н.Михайлов, В .Д.Неретин, Л.Л.Пацков, Е.Е.Поляков, А.Ш.Рамазанов, Р.А.Резванов, А.И.Филиппов, Р.Т.Хаматдинов, Р.Г.Шагиев, А.И.Ширковский и др.).

На основании обзора сформировавшейся методологии контроля разработки автор приходит к выводу, что ключевым направлением развития является комплексный долговременный стационарный мониторинг гидродинамических и геофизических параметров со стандартными промыслово-технологическими (ТИ) и геофизическими (ГИС) исследованиями скважин. Специфика долговременного мониторинга заключается в необходимости учета изменения параметров пласта в процессе исследований, что определило направление диссертационной работы и перечень решаемых автором задач.

Вторая глава представленной работы посвящена преимущественно изменениям свойств околоскважинной области пласта, изучению их влияния на результаты мониторинга разработки месторождений, а также созданию технологий, позволяющих осуществлять однозначную диагностику совместно изменяющихся свойств пласта. Основное внимание сосредоточено на фильтрационных свойствах (проницаемость), совершенстве вскрытия пласта (скин-фактор), его геометрических характеристиках (в первую очередь эффективная работающая толщина), а также на энергетическом состоянии пласта (пластовое давление).

Существующие методики интерпретации данных длительного мониторинга позволяют успешно осуществлять диагностику динамики лишь одного из перечисленных параметров при условии относительной стабильности остальных.

Наиболее эффективным методом получения таких данных, который сформировался на рубеже XX и XXI веков, является анализ совместного падения забойного давления и дебита, более известный как Decline-анализ. Примером его классического применения является долговременный мониторинг изменения во времени давления на забое и дебита в скважине, дренирующей ограниченную залежь. Помимо проницаемости, скин-фактора и конфигурации области дренирования, важнейшим результатом применения этого метода является характер изменения во времени пластового давления.

В отрасли существует тенденция к некорректному оперированию пластовым давлением. Под термином «пластовое давление» объединяют существенно отличающиеся по условиям и способу получения осредненные характеристики текущего энергетического состояния пласта. Так как пластовое давление является наиболее динамичным из рассматриваемых параметров, для определения этого понятия автор считает необходимым рассмотреть существующие подходы к его оценке и формализовать этот параметр. Интерпретационные модели рассмотрены в порядке нарастания сложности, начиная от бесконечного однородного пласта, заканчивая многоскважинной системой разработки, осложненной интерференцией скважин.

Даже традиционные методы ГДИС с остановкой скважины для разовой записи кривой восстановления давления (КВД) дают разные по смыслу результаты. К примеру, в методе Хорнера определяемое пластовое давление является ничем иным, как давлением на контуре питания отдельно взятой скважины в бесконечном однородном пласте. В тоже время, методы Дитца, MBH, Рэйми и Коббса для ограниченного пласта дают значение среднего пластового давления в области дренирования скважины.

В свою очередь Decline-анализ позволяет определять зависимость изменения во времени среднего давления в области дренирования скважины, что, по мнению автора, является наиболее приемлемой характеристикой

текущего энергетического состояний пласта. Именно эта характеристика используется автором при последующем рассмотрении.

После анализа возможностей традиционных ГДИС, автор акцентирует внимание на случае, совместного изменения двух и более параметров пласта в процессе длительного мониторинга. В качестве первой комбинации рассмотрено одновременное изменение пластового давления и скин-фактора, как наиболее часто встречающееся на практике. Существующие методики обработки результатов мониторинга не позволяют разделить влияние этих параметров.

Проблем состоит в следующем. Изменение скин-фактора во времени может быть вызвано целом рядом причин. Часть из них можно однозначно диагностировать при комплексировании стационарного мониторинга с геофизическими и промыслово-геофизическими методами, тем самым снизив риск ошибочной интерпретации.

Однако есть факторы, однозначная диагностика которых в условиях пласта затруднительна или практически исключена.

Ухудшение связи скважины с пластом в процессе исследования отражается на диагностических графиках ГДИС таким же образом, как и снижение пластового давления. Так как в рамках одного периода добычи невозможно различить влияние этих процессов, существует потребность в специальной методике исследования скважин, позволяющей ликвидировать эту неоднозначность.

Известна методика циклических исследований, предложенная Кокуриной В.В., заключающаяся в чередовании длительных периодов добычи с кратковременными циклами остановки, которые позволяют по раннему участку замера определить текущие значения скин-фактора и пластового давления. Несмотря на эффективность и простоту, у нее есть серьезный недостаток, а именно необходимость остановки скважины. Это большие потери добычи за время простоя и потенциальные осложнения при остановке и запуске.

Автором предложено усовершенствование методики, где цикл остановки заменяется на аналогичный по длительности цикл смены режима работы (увеличение или снижение темпа отбора, изменение репрессии).

Для интерпретации такого «вторичного» исследования автором предложен алгоритм предварительной обработки данных. Его сущность состоит в приведении кривых забойного давления и дебита к виду, позволяющему выполнять их интерпретацию аналогично традиционному исследованию.

Идея заключается в использовании предшествующего длительного режима работы в качестве фона для цикла смены режима работы. Алгоритм преобразования поясняется рисунком 1.

Рисунок 1 - Схема интерпретации результатов ГДИС в цикле скачкообразного изменения дебита а) исходные кривые давления Р и расхода Q; б) оценка приращений давления и расхода в цикле изменения дебита (III), в) результаты log-log диагностики в цикле изменения дебита. Пояснения в тексте.

На рисунке 1а представлено исследование при запуске скважины с дебитом Q, , в котором присутствует неопределенность с начальным участком замера, а значит и с начальным пластовым давлением (интервал I). При стандартной интерпретации таких данных неизбежно возникают ошибки и существенные неточности, в основном, в определении скин-фактора.

Для снятия неопределенности можно воспользоваться замером полученными после форсирования отбора (интервал III). Измерения в этом интервале могут быть проинтерпретированы традиционным методом (рис. 16). Для этого, значения давления и дебита в цикле III должны быть скорректированы с учетом предшествующего цикла П. Из значения дебита вычитается осредненный дебит предшествующего цикла AQ=Q2-Qi, а из значений давления вычитается прогнозное снижение давления, которое имело бы место, если бы отсутствовал участок повышенных отборов ДР=Ризм-РПРогноз (рис. 1в). В качестве начального давления для интерпретации используется давление в начале цикла Ш.

Таким образом, выполнив интерпретацию с применением предлагаемого автором преобразованием замеров забойного давления и дебита удается устранить неоднозначность толкования результатов, обусловленную совместным изменением скин-фактора и пластового давления. Откуда следует возможность замены цикла остановки скважины на цикл смены режима работы аналогичной продолжительности.

Такая замена позволяет ликвидировать потери добычи нефти за время простоя и снизить аварийность выполняемых на скважине операций. Это является важным практическим эффектом.

В случаях одновременного изменения трех и более параметров (например, скин-фактора, пластового давления и проницаемости) очевидным становится важность комплексного учета всех доступных источников входных данных для обоснованной и достоверной интерпретации (в первую очередь эффективной работающей толщины). Задача может быть решена

только с совместным использованием результатов ПГИ, ГИС, дизайна ГРП и прочих доступных источников.

На рис.2 представлен реализуемый в компании ОАО «Газпромнефть» алгоритм комплексной интерпретации данных скважинного мониторинга для обоснования рассчитанных параметров пласта. Алгоритм включает предлагаемый автором метод циклических исследований, который позволяет преобразовать данные длительного мониторинга и выполнить их интерпретацию аналогично традиционным ГДИС.

Рисунок 2 - Алгоритм использования информации для комплексной интерпретации данных длительного скважинного мониторинга

Для обоснования результативности предлагаемой технологии циклического исследования без остановки скважин и способа интерпретации получаемых результатов, а также выявления границ применимости технологии, автором была выполнена серия количественных оценок.

Одной из основных задач выполненных расчетов являлось определение оптимальной продолжительности цикла форсированного отбора. Расчеты выполнялись аналитическими методами в ПО «Kappa Saphir».

На рис. 3 представлена рассчитанная автором зависимость необходимой минимальной длительности цикла от коэффициента послепритока (для вертикальной скважины C=S/pg, Б - площадь сечения скважины, р -плотность флюида) и проницаемости пласта. Результаты оказались достаточно оптимистичными. Учитывая, что при спуске ЭЦН на НКТ чаще всего устанавливается пакер, что обуславливает малые значения коэффициента послепритока (не более первых единиц), необходимое время остановки оказалось достаточно мало. На практике, для диагностики совместного изменения скин-фактора и давления достаточно суток.

Коэффициент послепритока, мЗ/Мпа

Рис.3 Кросс-плот для определения необходимой продолжительности цикла изменения режима при комплексном анализе

Ограничение применимости методики заключается в продолжительности предшествующего периода замера перед изменением режима (интервал II на рис.2). Так как предшествующая работа используется в качестве фона для интерпретации нового режима, то предшествующее забойное давление и дебит должны быть стабильны. В том случае, если продолжительность первого цикла недостаточна и не учтен прогноз

снижения давления, то кривые в двойном логарифмическом масштабе искажаются.

Таким образом, второй целью расчетов автора стало определение необходимого минимального времени предшествующей работы для реализации исследования по технологии циклического исследования без остановки скважины.

График, представленный на рис.4 получен по результатам гидродинамического моделирования циклического отбора из пласта, вскрытого трещиной ГРП. График представляет собой зависимость необходимой продолжительности цикла предшествующей работы скважины от проницаемости пласта и полудлины трещины, которые имеют преобладающие влияние на стабилизацию кривых.

90 -г-80 — 70 —

I

60 --1 50 — 40 — 30 —

20 —

I

10 —

о -од

Рис. 4 Зависимость необходимой длительности предшествующей работы (шифр кривых) для интерпретации цикла смены режима от проницаемости пласта и полу длины трещины

В результате выполненных автором расчетов, получена методика подготовки программ мониторинга по технологии циклического исследования не требующего остановки скважины.

Продолжительность предшествующего цикла стабильной работы и возможный момент смены режима отборов определятся при помощи графика на рис. 4. Минимальная необходимая длительность режима с измененной интенсивностью отборов определяется по графику на рис. 3.

Таким образом, более глубокое понимание возможностей комплекса длительного мониторинга с результатами ГИС, ПГИ, ТИ и всех остальных источников информации, позволяет практически полностью отказаться от исследования в статике в пользу циклических исследований без остановки скважин, как превосходящих как по информативности, так и по экономической эффективности.

Одним из базовых параметров, используемых при интерпретации, является работающая толщина пласта. Наиболее надежный источник информации об этом параметре это промысловые геофизические исследования. Учитывая крайнюю важность этого параметра, автор продолжил работу в области усовершенствования методов ПГИ для определения профиля притока в сложных условиях для повышения достоверности комплексного мониторинга.

В Главе 3 приведен анализ информативности ПГИ, который позволил выделить скважинные условия, ограничивающие возможности методов. Это слабый приток из нескольких вскрытых интервалов, сложные структуры потоков течения, а также приток в горизонтальном стволе.

Автор убежден, что перспектива применения стационарных систем мониторинга температуры открывает разнообразные возможности использования переходных температурных процессов в скважине, что подтверждает существующий мировой и отечественный опыт. Для оценки возможностей мониторинга таких процессов стационарными

распределенными датчиками автором использована упрощенная модель тепломассопереноса. Последовательно решались следующие задачи: расчет поля давления в пласте, определение температуры поступающего в скважину флюида на основе адиабатического и дроссельного эффекта, оценка распределения температуры по стволу с учетом калориметрического смешивания в скважине и теплообмена с окружающей средой.

Результаты моделирования подтвердили, сделанные ранее другими авторами выводы о высоком информативном потенциале переходных процессов.

Вклад автора состоит в анализе возможностей термометрии, связанных с применением непрерывного мониторинга теплового поля в стволе. В частности результаты моделирования показали, что дополнительную информацию о работающих толщинах пласта можно получить при мониторинге цикла запуска скважины.

Это связано с минимизацией воздействия на температуру в стволе эффектов калориметрического смешивания и теплообмена заполнителя в стволе с вмещающими породами.

Дополнительный потенциал термометрии связан с тем, что непосредственно после запуска скважины фоновые температурные аномалии в стволе начинают деформироваться. Динамика деформации определяется дебитами совместно вскрытых интервалов.

Следует подчеркнуть, что известные стационарные измерительные системы, основанные на точечных датчиках температуры, не позволяют отслеживать перемещение таких аномалий по всей длине ствола скважин. Распределенные температурные датчики (так называемые ОВС-системы) на основе оптоволокна идеально подходят для решения данной задачи.

На рисунке 5 представлен замер распределенным датчиком температуры в вертикальной скважине, вскрывающей два пласта. Приток вызван компрессированием, что вместе с низкими ФЕС обуславливает крайне низкий дебит нефти. В таких условиях механическая и

термокондуктивная расходометрия не эффективны ввиду ограниченной чувствительности. Однако, серия температурных кривых с небольшим временным интервалом (10-30 минут) показывает яркий эффект миграции температурного поля вверх по стволу скважины.

Температура

Рис. 5 Динамика температурного поля во времени при запуске. Шифр кривых — время записи. Замер проведен на основании оборудования ЗАО «Лазер Солюшенс» совместно с ОАО "ГПН-ННГГФ".

Достоинство данной технологии заключается в том, что при пуске или остановке скважины динамика аномалий в стволе практически не зависит от температурных свойств флюида и окружающей среды, что позволяет эффективно определять профиль притока. Скорость миграции аномалии позволяет рассчитать дебит из верхнего пласта, который на примере рисунка 5 составил 23 мЗ/сут, что подтверждается темпом роста динамического уровня. Работу нижнего пласта уверенно зафиксировать не удалось.

На рисунке 6 приведено рассчитанное температурное поле для условий запуска горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Он демонстрирует отсутствие влияния состава флюида на скорость распространения температурных аномалий, что подтверждает правильность возможность уверенного определения интервального дебита.

Рис. 6 Рассчитанное температурное поле в случае притока из трех портов скважины с МГРП для двух вариантов: голубые кривые - средний интервал работает водой, красные кривые - средний интервал работает нефтью. Зеленая кривая расход флюида в стволе скважины. Шифр кривых - время записи в секундах.

Быстротечность переходных процессов, а также ограниченная точность измерения ОВС обуславливают необходимость планирования специальных исследований с учетом возможностей аппаратуры.

Автором обоснована программа исследования, максимизирующая информативные переходные эффекты, включающая настройки оборудования ОВС для регистрации отмеченных аномалий. Таким образом, создано методическое основание для внедрения систем ОВС, в том числе и в горизонтальных скважинах (ГС), ввиду особой сложности их исследования.

Во второй и третьей главе рассмотрены вопросы контроля свойств околоскважинной области пласта. В условиях практически полного охвата

фонда скважин стационарными датчиками появляется новая перспективная возможность. В Главе 3 автором рассмотрены информативные возможности комплексного длительного мониторинга по оценке параметров пласта в межскважинном пространстве. Выделяются две основные группы изучаемых параметров. В первую входят параметры, характеризующие энергетическое состояние пласта (пластовое давление), а во вторую - геологические параметры (в первую очередь проницаемость и эффективная работающая толщина пласта).

В результате анализа известных методик автором показаны их ограничения при оценке пластового давления в условиях интенсивного взаимовлияния скважин. В частности, продемонстрировано, что долговременные циклы измерений при остановке скважин имеют крайне ограниченную эффективность.

Автором разработан способ рационального использования таких исследований, который заключается в восстановлении профиля давления в межскважинном пространстве. Это достигается использованием логарифмических аппроксимаций, настроенных на забойное давление и «статическое пластовое давление» (Р*), полученное при совместной стандартной обработке длительных циклов остановки в соседних скважинах.

В еще более сложных условиях, когда взаимовлияние скважин настолько интенсивно, что диагностические режимы течения (линейный, радиальный, истощение и др.) скрываются, известные методы интерпретации фактически не работают.

Автором установлено, что в таких условиях единственным способом оценить параметры пласта является комбинирование различных методов, а именно, традиционного метода Дитца, исследований ГИС и ПГИ, а также метода материального баланса. Время Дитца, которое позволяет получить из кривой забойного давления среднее пластовое давление по области дренирования рассчитывается по формуле:

^раб _ Ф^ССА

игтОЛ г . г ,

'-/! Грабил V?

где к- проницаемость пласта, ф-пористостъ пласта, /л— динамическая вязкость пластового флюида, Ы-общая (интегральная) сжимаемость коллектора, А-площадь области дренирования, СА- коэффициент формы

Для применения метода Дитца необходима оценка области дренирования скважины. Предполагается, что оценка выполняется с использованием известного метода материального баланса закачек и отборов. Однако для повышения оперативности обработки может быть использован максимально упрощенный вариант материального баланса, устанавливающий равенство текущей закачки и отборов в рамках элемента разработки, а также предполагающий несжимаемые флюиды.

После определения времени Дитца значение среднего пластового давления снимается непосредственно с кривой забойного давления в момент времени ^„пд. Погрешность определения пластового давления по такой экспрессной технологии была оценена автором на численной гидродинамической модели, а также аналитическими методами и составила около 10% от абсолютной величины. Дополнительно, определенные по материальному балансу размеры области дренирования повышают надежность определения фильтрационных свойств и скин-фактора при выполнении совмещения фактических и модельных кривых.

Достоинство такой технологии заключается в использовании анализа режимов работы элемента разработки совместно с существенно повышающим достоверность скважинным измерением, что не используется в известных близких по смыслу методиках.

Продемонстрировав способы оценки энергетического состояния пласта в условиях раннего взаимовлияния, автором рассмотрен вопрос оценки геологических свойств в межскважинном пространстве, при этом, акцентировано внимание на построении карты проницаемости.

Возможности стационарного долговременного мониторинга по оценке свойств удаленных областей пласта раскрываются при интегрировании информации в рамках двумерной модели. Используются все доступные данные: разовые ГДИС, результаты долговременного мониторинга, ГИС, ПГИ, ТИ и пр. С участием автора разработан алгоритм построения карт проницаемости и пластового давления, апробированный и внедренный в компании ОАО «Газпромнефть» (рис. 7).

1.Проверка технологических режимов

2. Проверка и актуализация давления

Рзаб

Рпл

3. Задание скин-фактора

4. Задание гидропроводности

т

гис

Контроль распределения ФЕС по разрезу, фациальный анализ

5.Проницаемость по нефти при остаточной воде

N

6.Расчет на динамической модели

тмс

Динам.уровень

гди, карта изобао

Пересчет по к-ту продуктивности

гди

Значения по умолчанию исходя из классификации объектов с учетом специфики конкретного м-я

гди

Восстановление гидропроводности по продуктивности

гди,

. . I, ПГИ

(учет тек.обводнености, 0ФП, выбор модели фильтрации)

Восстановление проницаемости по продуктивности

Рис. 7 Основные этапы комплексной методики построения карт проницаемости и пластового давления

Сначала проводится качественная оценка параметров работы скважины (забойное давление, устьевое давление, динамический уровень, дебит, приемистость и пр.) на технологическом режиме эксплуатации.

На следующих шагах алгоритма проверяются и актуализируются массивы данных о пластовом давлении, характере вскрытия и гидропроводности пласта.

Результаты работы автора по формализации параметра «пластовое давление» и его правильной производственной интерпретации для решения инженерных задач нашли широкое применение на этом этапе алгоритма и позволили обоснованно ранжировать и использовать результаты ГДИС разного типа. В дополнение к результатами ГДИС привлекаются данные о текущей продуктивности скважины на технологическом режиме и выполняется их валидация.

На следующем шаге по данным ГИС и ПГИ строятся карта эффективной работающей толщины.

Далее на основе подготовленных данных рассчитывается проницаемость пласта. Для корректного решения данной задачи необходимо сделать правильный выбор модели фильтрации воды и нефти в пласте: совместной фильтрации или послойной. Это делается на основании комплексной интерпретации ПГИ и ГИС.

Анализ материалов на данном месторождении позволил определить, что вода и нефть фильтруются преимущественно послойно. В скважинах, вскрывающих совместно нефте- и водонасыщенные интервалы по результатам ГИС обнаружены перемычки, отделяющие нефть от воды. Этот вывод был подтвержден результатами ПГИ, показавшими, что приток нефти и воды происходит из разных интервалов.

При модели совместного течения для унификации получаемых значений проницаемости с учетом зависимости от текущей нефтенасыщенности выполняется их пересчет для условий фильтрации нефти при остаточной воде. При этом используются данные о текущих фазовых проницаемостях.

С помощью двумерной гидродинамической модели выполняется проверка полученного поля проницаемости на соответствие текущим

техническим режимам работы скважин. Это позволяет выявить и скорректировать грубые ошибки в оценке этого параметра.

Результатом является верифицированное поле проницаемости по нефти при остаточной воде.

Выполненное автором построение карт по представленному алгоритму позволило дать обоснованный прогноз свойств пласта в межскважинном пространстве, а также в удалении от пробуренных скважин. Это позволило существенно снизить риски бурения новых скважин и повысить эффективность управления разработкой. Дополнительно, построение было реализовано существенно быстрее и с меньшими трудозатратами, чем в случае применения полномасштабной трехмерной модели.

В заключении отмечены основные результаты, полученные автором.

Автором выполнено усовершенствование комплекса длительного скважинного мониторинга.

Разработаны методики диагностики совместно изменяющихся параметров пласта без остановки скважин, основанные на изменении режимов отбора с комплексным использованием всей доступной информации. Представлен алгоритм обоснования рассчитанных параметров.

Выполнен анализ информативных возможностей мониторинга для определения свойств удаленной от скважины области пласта. Разработан метод определения профиля пластового давления между двумя скважинами.

С помощью комбинирования различных методов разработана экспресс-методика для оценки энергетики пласта в сложных условиях раннего взаимовлияния скважин.

Продемонстрирован алгоритм комплексного использования длительного мониторинга, ПГИ, ГИС, ТИ и прочих промысловых данных для определения свойств удаленных от скважины областей пласта, в частности проницаемости.

Проведена методическая подготовка совершенствования методов оценки профиля притока, основанная на регистрации распределенными

датчиками температуры перемещения по стволу скважины аномалий, вызванных переходными процессами.

Выполненная автором работа позволила повысить эффективность длительного мониторинга разработки, улучшить результативность проводимых ГТМ, оптимизировать систему разработки, что, в конечном счете, приводит к увеличению добычи нефти.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Публикации в ведущих изданиях согласно перечню ВАК

1. Каешков И.С. Метод оценки пластового давления по результатам гидродинамических исследований в многоскважинных системах. // Научно-технический журнал «Нефтепромысловое дело». — Москва, 2014. -№6. - с.20-26.

2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Клишин И.А., Солодянкин М.А., Фигура Е.В. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах. // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». - 2014. -№5. - с.96-100.

Публикации в других изданиях

3. Каешков И.С. Оценка пластового давления по результатам ГДИС в многоскважинных системах. // Производственно-технический журнал «Инженерная Практика». — Москва, 2013. - №11. - с.56-63.

4. Каешков И.С., Кременецкий М.И., Буянов A.B. Мониторинг работы горизонтальных скважин на основе измерения профиля температуры распределенными стационарными датчиками // SPE-171236-RU, 2014.

5. Каешков И.С., Морозовский H.A. Гидродинамические исследования скважин в низкопроницаемых коллекторах Западной Сибири. //

Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. -Москва, 2013. - №4. - с.48-50.

6. Каешков И.С., Кременецкий М.И. Оценка пластового давления в многоскважинных системах по комплексу технологий «БЕСПНЕА^ЬУгЕ» и циклических ГДИС. // Материалы 12-й Международная научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча». -Томск, 2013. - с.30-32.

7. Каешков И.С. Повышение информативности термометрии в горизонтальных скважинах. // Тезисы докладов X всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». - Москва, 2014. - с.11-12.

8. Каешков И.С. Оценка пластового давления по результатам ГДИС в многоскважинных системах. // Тезисы докладов Юбилейной десятой всероссийской конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)». -Москва, 2013.-с.16-17.

Формат 60x90/16. Заказ 1782. Тираж 100 экз. Печать офсетная. Бумага для множительных аппаратов. Отпечатано в ООО "ФЭД+", Москва, Ленинский пр. 42, тел. (495)774-26-96