Анализ результатов опробования и испытания скважин Средне-Харьягинского нефтяного месторождения

Петрушин Е.О.

ведущий технолог по добыче нефти и газа ЗАО «ННК» ОАО «Печоранефть»

Арутюнян А.С.

доцент, кандидат технических наук, доцент кафедры прикладной математики ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН СРЕДНЕ-ХАРЬЯГИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В статье рассматриваются результаты опробования и гидродинамических исследований скважин на Средне-Харьягинском месторождении. Приводится анализ методов обработки материалов исследований, применявшихся в актах испытаний скважин, а также технология исследований добывающих скважин. Подробно показан анализ методов обработки материалов исследований добывающих скважин.

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, обработка и интерпретация результатов, модель пластовой фильтрационной системы, результаты опробования скважин, результаты гидродинамических исследований Keywords: hydrodynamics’ study of the bore holes, processing and interpretation result, model of bed filtration system, results of sampling bore holes, results of hydrodynamics’ studies

Кривые восстановления (падения) забойных давлений (КВД-КПД) являются одним из известных и распространённых методов гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам:

• замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам);

• последующая обработка замеряемых данных;

• анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках (параметрах пластов и скважин) и т.д.

За последние годы были разработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующим компьютерным обеспечением (так называемые электронные манометры второго поколения). Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов. Особо остро стоят эти вопросы при разработке сложнопостроенных месторождений, при бурении, эксплуатации и исследовании горизонтальных скважин.

В общем комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Объём такой информации о параметрах пласта весьма обширен.

Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования РУТ), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС.

Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные за-

дачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и результатов лабораторных исследований РУТ.

Г идродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач:

• измерение дебитов (приёмистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;

• измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;

• определение (оценка) модели пластовой фильтрационной системы (МПФС) и параметров пластов:

♦ гидропроводности в призабойной и удалённых зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин;

♦ пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин;

♦ распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС;

• оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных.

Результаты опробования скважин

На Средне-Харьягинском месторождении в пределах лицензионной границы на 01.01.2006 года пробурено 23 разведочных и эксплуатационных скважин. На месторождении проводилось опробование скважин в открытом стволе в процессе бурения и в обсаженном стволе.

Опробование в открытом стволе проводилось в 11 скважинах (№№ 27, 28, 29, 30, 140, 141, 142, 143, 144, 145 и 146) пластоиспытателем КИИ-2М-146. В пяти скважинах приток не был получен, в одной скважине была получена нефть с газом, в трёх скважинах получен приток нефти дебитом 0,310,8 м , в одной скважине был получен буровой раствор (таблица 1).

Таблица 1 - Сведения о результатах опробования в открытом стволе

№№ сква- жины Возраст Интервал испытания, глубина Объём притока Флюид

3 всего, м нефти воды

27 D3fr 3450-3464 2 2 нефть + газированный буровой раствор

D3fr 3483-3500 1,7 1,7 нефть + газированный буровой раствор

28 Pia 2031-2065 - не получено

Pias+s 2041-2084 - не получено

PIas+s 2039-2084 - не получено

PIas+s 2085-2105 - не получено

D3fm 2763-2801 - не получено

D3fm 2983-3040 - не получено

D3fm 3103-3160 1,3 1,3 нефть

D3fr 3453-3488 7,4 7,4 нефть

D3fr 3500-3525 8,7 8,7 нефть

D3fr 3540-3570 10,8 10,8 нефть

D3fr 3576-3623 3,3 5-10 % от объёма 3,3 мин. вода + нефть

29 D3fr 3356-3415 - не получено

D3fr 3425-3639 - не получено

30 D3fr 3422-3440 - не получено

D3fr 3435-3509 - не получено

D3fr 3577-3628 0,3 0,3 мин. вода

140 P1-C3 2045-2177 - не получено

P1 2045-2180 - не получено

P-C3 2175-2215 - не получено

C1-D3fm 2534-2641 - не получено

C1 2575-2610 - не получено

D3fr 3425-3521 - не получено

D3fr 3521-3573 - не получено

D3fr 3573-3600 - не получено

D3fr 3636-3717 3,6 3,6 мин. вода

D3fr 3787-3850 2,5 2,5 мин. вода

141 C3+D3 2564-2663 20,3 20,3 мин. вода

D3fm 2642-2835 0,7 буровой раствор

D3fr 3445-3515 2,5 2,5 нефть

D3fr 3515-3569 1,5 1,5 нефть

D3fr 3565-3605 0,5 плёнка буровой раствор с плёнкой нефти

D3fr 3593-3605 0,3 плёнка 0,3 буровой раствор с плёнкой нефти

D3fr 3605-3637 2,7 2,7 мин. вода

142 D3fr 3538-3565 10 10 нефть

D3fr 3595-3635 11,34 плёнка буровой раствор с плёнкой нефти

143 D3fr 3272-3651 - не получено

D3fr 3265-3651 - не получено

144 D3fr 3590-3632 - не получено

D3fr 3592-3658 - не получено

D3fr 3660-3703 7,2 7,2 мин. вода

145 D3fr 3640-3680 0,3 буровой раствор

146 C1tr 2585-2635 1,07 1,07 мин. вода

D3fr 3538-3586 - не получено

D3fr 3492-3672 - не получено

Опробование продуктивных пластов в обсаженном стволе на месторождении проводилось по общепринятой методике. Нефтяные пласты изолировались пятидюймовой водозакрывающей колонной с последующим цементированием затрубного пространства. Обсадные колонны перфорировались кумулятивными зарядами из расчёта 20-30 отверстий на метр толщины. В скважинах проводились соляно-кислотные обработки, которые показали их высокую эффективность (увеличение дебитов в 2-6 раза). Опробование проводилось по принципу «снизу-вверх» на различных режимах путём замены штуцера. Насосно-компрессорные трубы диаметром 2,5" опускались до искусственного забоя. Скважины промывались водой, затем НКТ приподнимались и устанавливались выше интервала перфорации на 5-10 метров. Вызов притока осуществлялся переходом на воду и снижением уровня компрессором.

Опробование в обсаженном стволе проводилось в четырёх скважинах №№ 27, 28, 141 и 142. При опробовании в скважине № 27 получены притоки нефти дебитом 0,26-16,1 м , в скважине № 28 - дебитом 9,3-97,6 м , в сква-

3 3

жине № 141 - дебитом 5,9-122,4 м , в скважине № 142 - дебитом 51,4-60,6 м . Средний дебит нефти по результатам опробования составил 62,4 м .

Результаты гидродинамических исследований

Результаты гидродинамических исследований скважин и пластов отражают непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позволяют получать усреднённую информацию по значительной части пласта.

Рассмотрим результаты определения фильтрационных параметров методом снятия КВД, КПД, ИД, представленные по скважинам № 28, 1006 и 1007. Эти результаты комплекса гидродинамических и геофизических исследований проведены на месторождении с 2002 года.

В скважине № 28 8-11.03.2003 г. была снята кривая восстановления давления на режиме фонтанирования и определены следующие фильтрационные параметры пласта:

• коэффициент продуктивности h = 142,76 (м /сут)/МПа (по индикаторной диаграмме);

• коэффициент гидропроводности e = 0,851 мкм • м /мПа • с;

• проницаемость к = 0,027 мкм2;

• коэффициент пьезопроводности % = 0,0796 м/с;

• радиус приведённый Rnp = 0,0216 м;

• коэффициент гидродинамического совершенства j = 0,82;

• скин-эффект S = -3,06 .

Призабойная зона чиста, график индикаторной кривой - линейный. Пластовое давление на глубине 3390 м по результатам обработки КВД составило 23,47 МПа. Время записи КПД (всего 24 часа) свидетельствует о её недовос-становленности, т.е. этот замер нужно считать как оценённым в первом приближении.

По кривой падения давления в скважине № 1007 18.09.2004 г. были определены следующие фильтрационные параметры пласта:

о

• коэффициент продуктивности h = 8,77 (м /сут)/МПа (по КПД);

• коэффициент гидропроводности e = 0,11 мкм • м / мПа • с;

2

• проницаемость к = 0,011 мкм ;

• коэффициент пьезопроводности c = 0,045 м /с;

• радиус приведённый Rnp = 0,41 м;

• коэффициент гидродинамического совершенства j = 1,0;

• скин-эффект S = 0,32.

Пластовое давление на глубине 3620 м по результатам обработки КПД (рисунок 1) составило 29,1 МПа. Время записи КПД (всего 28 часов) и вид КПД свидетельствует о её недовосстановленности, т.е. этот замер нужно считать как оценённым в первом приближении.

Рисунок 1 - Скважина № 1007 Средне-Харьягинского месторождения. Обработка КПД методом Хорнера

По кривой восстановления давления в скважине № 1006, 4-7.03.2004 г. были определены следующие фильтрационные параметры:

3

• коэффициент продуктивности h = 62,1 (м3/сут)/МПа (по КВД);

• депрессия Р = 1,717 МПа;

• проницаемость к = 0,007 мкм ;

• коэффициент пьезопроводности % = 0,01735 м/с;

• скин-эффект S = -4,563 .

Околоскважинная зона пласта (ОЗП) чиста. КВД не восстановилась из-за высокого газового фактора. По комплексу ГИС в остановленной скважине отмечается межпластовый переток из интервалов 3887,6-3890,6 м, 3933-3940 м, 3953,4-3955,6 м в перфорированный интервал 3745-3772 м.

В таблице 2 приведены результаты исследований скважин и пластов.

Таблица 2 - Результаты исследования скважин и пластов

Наименование Количество Интервал изменения Среднее значение

скважин измерений

Начальное пластовое давление, МПа 3 3 37,4-38,1 37,7

Пластовая температура, °С 2 2 56-91 73,5

Г еотермический градиент, °С/100 м - - - -

Дебит нефти, м /сут. 7 13 33-406 140,8

Дебит жидкости, м /сут. 7 13 33-406 140,8

Обводнённость весовая, % - - 0 0

Г азосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т 2 2 73,9-87,6 80,8

Удельная продуктивность, м3/сут/МПа • м 5 6 0,08-1,9 0,61

Гидропроводность, 10" м /Па • с 2 2 0,11-0,851 0,481

Приведённый радиус, м 2 2 0,0216-0,41 0,216

Проницаемость, мкм2 4 4 0,0055-0,0355 0,013

Пьезопроводность, м2/с 3 3 0,0173-0,796 0,0473

Согласно таблице 2, начальное пластовое давление на месторождении составило 37,7 МПа, пластовая температура по замерам в скважинах №№ 28, 1007, в среднем - 73,5 °С. Дебит безводной нефти по 13 измерениям в 7 скважинах составил в среднем 140,8 м /сут. Удельная продуктивность скважин на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины изменяется от

Л Л

0,08-1,9 м /сут/МПа • м и в среднем составила 0,61 м /сут/МПа • м. Проницаемость пласта по результатам гидродинамических исследований низкая, варьируя от 0,0055 мкм до 0,0355 мкм , в среднем составила 0,013 мкм . Средняя пьезопроводность - 0,0473 м2/с.

Анализ методов обработки материалов исследований, применявшихся в актах испытаний скважин, на Средне-Харьягинском нефтяном месторождении Для обработки результатов исследований скважин в актах испытаний применялись следующие методы. Кривые восстановления уровня обрабатывались по методу И.М. Муравьева - А.П. Крылова, позволяющему определять коэффициент продуктивности скважины. В ряде случаев последний определялся как частное от деления дебита на депрессию. При этом дебит рассчитывался по приросту уровня в первый момент времени после прекращения компрессирования, а пластовое давление принималось равным гидростатическому.

Кривые восстановления давления после остановки фонтанирующих скважин обрабатывались методом касательной (методом полулогарифмических координат). Использование этого метода предполагает, что скважина до остановки работает бесконечно долго с постоянным дебитом. В ряде случаев использовался метод Хорнера, позволяющий учитывать конечное время работы скважины с постоянным дебитом.

Индикаторные диаграммы строились по данным исследований на разных режимах работы скважины. По наклону индикаторной диаграммы определялся коэффициент продуктивности. В большинстве случаев исследования проводились на трёх режимах.

Продолжительность регистрации кривых восстановления уровня составляла от 3 до 40 часов. Регистрация кривых восстановления забойного давления продолжалась от 3 до 20 часов. Причём в течение последних нескольких часов согласно расшифровке диаграмм в ряде случаев фиксировалось постоянное забойное давление. Это объясняется низкой чувствительностью применяемых манометров и компараторов для расшифровки бланков. Недостаточная продолжительность регистрации кривых и несовершенство измерительных приборов значительно снижают достоверность получаемых результатов.

Технология исследований добывающих скважин на Средне-Харьягинском нефтяном месторождении

Согласно технологии центра «Информпласт» (ВНИИнефть) в течение достаточно длительного промежутка времени (2-3 сут. и более) производится наблюдение за режимом работы скважины. В процессе работы скважины регистрируется во времени изменение следующих параметров: забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений на устье скважины, а также дебита скважины на замерной установке на поверхности. Измерения на забое скважины производятся дистанционными приборами, что позволяет в процессе временных измерений определять режим работы скважины. Затем в зависимости от режима работы выбираются методы и технология дальнейших исследований данной скважины.

Большинство скважин на месторождении, эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически фонтанирующими. В аналогичном режиме работают и многие скважины, оборудованные погружными насосами. В процессе исследований определяются средние значения:

• времени фонтанирования;

• времени подъёма уровня до устья с момента прекращения фонтанирования;

• забойного давления, при котором начинается фонтанирование и забойного давления, при котором начинается подъём уровня.

Все эти характеристики периодического фонтанирования необходимо знать при обработке регистрируемой впоследствии кривой восстановления давления (КВД). Они необходимы для воссоздания истории работы скважины в последние несколько суток перед закрытием её на КВД.

Если скважина работает в режиме периодического фонтанирования, то производится оценка участков роста давления после прекращения фонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня в скважине, длина участков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов), амплитуда изменения давления достаточно велика (не менее 15-20 атм) и кривые достаточно гладкие, то эти участки роста давления могут быть использованы для обработки по методу прослеживания уровня.

Если же эти участки роста давления не соответствуют указанным выше условиям, то для исследований скважины методом прослеживания уровня необходимо использовать компрессирование скважины. Бывают случаи, когда по каким-либо причинам невозможно использовать компрессор. Если при этом в скважине имеется высокое затрубное давление порядка 30-40 атм, то снижение уровня в стволе скважины для проведения исследований методом прослеживания уровня можно получить в результате разрядки затрубного пространства в линию.

После завершения исследований методом прослеживания уровня при периодическом фонтанировании проводится исследование методом восстановления давления. При постоянном фонтанировании согласно обычной технологии скважина закрывается на КВД после последнего режима исследований методом «установившихся» отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъёма уровня до устья скважины, т.е. перед началом её фонтанирования.

Анализ методов обработки материалов исследований

добывающих скважин на Средне-Харьягинском месторождении

Ниже кратко изложены методы интерпретации, применявшиеся для обработки результатов исследований добывающих скважин. Эти методы использовались также для переинтерпретации результатов исследований разведочных скважин.

Для обработки кривых изменения забойного давления в процессе подъёма уровня как после компрессирования, так и при периодическом фонтанировании использовалась комплексная методика, основанная на решении Мас-кета о свободном притоке в скважину, включающая в себя три метода, дополняющие друг друга: дифференциальный, интегральный и метод наилучшего совмещения.

Эта методика обладает большей разрешающей способностью по сравнению с обычно используемыми методами И.М. Муравьева - А.П. Крылова и Маскета. Дифференциальный и интегральный методы позволяют строить индикаторную диаграмму по данным о восстановлении уровня (давления) и анализировать её форму. Метод наилучшего совмещения основан на итерационном процессе варьирования параметров до максимально возможного совмещения реальной и расчётных эталонных кривых.

Методика позволяет определять коэффициент продуктивности скважины, давление, близкое по величине к пластовому, и начальный дебит скважины, существовавший в момент прекращения возмущения пласта. Кроме того, методика позволяет оценить характер фильтрации флюида и установить зависимость коэффициента продуктивности скважины от депрессии на пласт.

Кривые восстановления давления после прекращения фонтанирования обрабатывались обобщённым дифференциальным методом. Этот метод позволяет в полной мере учитывать историю работы скважины до её остановки, переменность дебита во времени и продолжающийся приток в скважину после её остановки. Учёт истории работы очень важен при обработке кривых вос-

становления давления в разведочных скважинах, до остановки которых обычно проводятся исследования на разных режимах работы. В результате обработки определяются гидропроводность пласта, приведённый радиус скважины, скин-фактор, коэффициент совершенства скважины, проницаемость, пьезопроводность и пластовое давление.

Наиболее универсальным методом интерпретации результатов исследований скважин является метод наилучшего совмещения фактических и расчётных кривых произвольного изменения забойного давления. Для его реализации проводится прослеживание за изменением забойного давления (уровня) в течение достаточно длительного промежутка времени, включающего в общем случае периодическое фонтанирование, периоды подъёма уровня в стволе при открытом устье скважины и восстановления забойного давления при закрытой заполненной скважине. На всём протяжении исследований (кроме забойного) замеряются также устьевые давления и объём отбираемой из скважины жидкости. Эти данные используются для определения дебита притока из пласта на каждый момент времени.

Литература

1. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. - М.: «Недра», 1991. - 202 с.

2. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. - М.: «Недра», 1979. - 207с.

3. Отчёт о научно-исследовательской работе «Дополнение к технологической схеме разработки Средне-Харьягинского нефтяного месторождения» (договор № 3-16342 от 20.06.2011 г.). - Москва, 2011.