Диссертация (Оценка индивидуальных эксплуатационных параметров низкодебитных пластов по результатам мониторинга нестационарных полей давления и температуры), страница 3

Методика широкоприменяетсядляоценкииндивидуальныхдебитовнамногопластовыхместорождениях компании ПАО «Газпромнефть». К настоящему временипроведено более 60 исследований в скважинах с ЭЦН на технологическойдепрессии с определением оценки доли совместно вскрытых пластов в притоке иоценкой их индивидуальных гидродинамических и промысловых параметров.По результатам исследований по предложенной автором технологиисвоевременнопринятырешенияпопроведению геолого-технологическихмероприятий, способствовавших оптимизации разработки продуктивных пластови увеличения добычи нефти.12Апробация работыРезультатыработыбылипредставленынанаучно-техническихконференциях (НТК) и семинарах:-IIIнаучно-техническаяконференциямолодыхученыхООО«Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, 2 – 4 июля 2014 г-68-я, 69-я Международная научная студенческая конференция «Нефтьи газ», Москва, 2014, 2015 г.-5-я Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPEпо разведке и добыче, Москва, 14 – 16 октября 2014г.-14-яМеждународнаятехническаяконференция«Мониторингразработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча», Томск, 13-15мая 2015г.-IVнаучно-техническаяконференциямолодыхученыхООО«Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, 2-3 июля 2015 г.-11-ая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов истудентов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 20 – 23октября 2015 г.-XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационныхтехнологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа иприоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Москва, 24 – 25марта 2016г.-7-я Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPEпо разведке и добыче, Москва, 24 – 26 октября 2016г.-8-я Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPEпо разведке и добыче, Москва, 14 – 16 октября 2017г.-2-я Всероссийская молодежная научная конференция «Актуальныепроблемы нефти и газа», Москва, 07 – 09 ноября 2018 г.13ГЛАВА 1 ИНФОРМАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ И ПУТИСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНТРОЛЯСовместное вскрытие нескольких продуктивных пластов единой сеткойскважин является широко востребованным элементом современных системразработки месторождений нефти и газа [6, 7, 9, 12, 15, 32, 52, 56, 59, 64, 65, 72, 76,79, 82, 92].Рост доли эксплуатируемых таким способом объектов связан прежде всего срастущим удельным весом пластов с так называемыми трудноизвлекаемымизапасами (ТРИЗ).

Такие пласты отличаются как правило аномально низкойпроницаемостью и продуктивностью [32, 34, 52, 56, 60, 62, 63, 65 72, 76, 78, 88].Вследствие этого их индивидуальная разработка, даже при сложных способахвскрытия не всегда рентабельна. В этих условиях нередко практикуется совместноевскрытие нескольких пластов одним стволом.Эксплуатация подобных объектов требует постоянного мониторингавыработки пластов. При этом необходимо контролировать не только интегральныехарактеристики совместно эксплуатируемых коллекторов, но и индивидуальныехарактеристики каждого из них [10, 17, 30, 37, 38, 63]. На таких объектахнеобходимо проводить непрерывный контроль разработки и мониторинг добычи,восновекоторогогидродинамическиележат(ГДИС)системныеипромыслово-технологическиепромыслово-геофизические(ПГИ)(ТИ),методыисследования скважин [20, 37, 38, 68].Среди перечисленных групп методов следует выделить методы ПГИ, порезультатам данных исследований судят о дебитах пластов и их доле в общемпритоке [20, 36, 38, 47, 49, 61, 70, 71, 91 и др.].Безусловно, информация о дебите важна сама по себе, поскольку позволяетоценить текущую долю пласта в суммарной добыче и дать обоснованный прогнозо ее изменении в будущем.

Но, кроме этого, без априорной информации о дебитеневозможно дать оценку других индивидуальных параметров совместноэксплуатируемых пластов (фильтрационных свойствах, пластовых давлениях,характеристиках совершенства вскрытия).14Таким образом дебит является одним из базовых параметров, которыйнеобходим для контроля выработки пластов, а в соответствии с этим оптимизациипроцессовразработкиирентабельнойдобычи.Поэтомузадачаегоиндивидуальной оценки для совместно вскрытых пластов является оченьактуальной.Спектр объектов, для которых задача оценки индивидуальных дебитовпластов является одной из первоочередных задач ПГИ, достаточно велик.

В ихчисле как скважины, работающие в режиме фонтанирования, или осваиваемые впроцессе опробования и капитального ремонта, так и эксплуатируемыемеханизированнымспособом.Авторсчитаетнаиболееактуальнойсовершенствование методов контроля производительности именно для последнейиз названных групп скважин [7, 8, 11, 12, 14, 19, 25, 41, 43, 54, 61, 67].Это связано прежде всего с тем, что такие скважины обеспечивают внастоящее время существенную долю в добыче. И их роль в системе разработкипостоянно растет. Важно и то, что условия проведения промыслово-геофизическихисследований в таких скважинах являются наиболее сложными.В первую очередь это связано с ограниченным спектром технологий ПГИ,которые могут быть реализованы при подобной эксплуатации.

Наличие в скважинеспециального глубинного оборудования (насос, пакерные изолирующие системы ипр.) препятствует выполнению измерений на технологической депрессии [8, 33, 75,84].ПГИ можно выполнить, спустив под насос на межремонтный периодавтономные и дистанционные датчики, закрепленные в фиксированной точкествола [44, 60].

Но в этом случае мы не можем получить профили распределенияпараметров по глубине [44,53, 92].Можно провести исследования в период капитального ремонта, приизвлечении глубинного оборудования и вызове кратковременного притока однимиз известных способов освоения пласта (компрессированием, свабированием,струйным агрегатом) [20, 28, 37, 38]. Основным недостатком данного способаосвоения является маленький и нестабильный приток.15В связи с вышесказанным внимание автора привлек способ проведенияисследования с использованием байпасного оборудования «Y-tool» (технология«труба в трубе», позволяет проводить исследование в скважине, оборудованнойЭЦН).

Его несомненным преимуществом является возможность проведения ПГИ вскважинах, не способных к фонтанированию, на технологической депрессии. Долятаких скважин в эксплуатационном фонде обычно преобладает, поэтомуформирование опорной сети для проведения ПГИ на основе скважин, оснащеннымданным оборудованием является наиболее оптимальным. Об этом свидетельствуетболее чем пятилетний опыт использования подобного оборудования на Южнойлицензионной территории Приобского месторождения.Как показал опыт, многочисленных исследований скважин, анализ котороговыполнен в рамках представленной диссертационной работы, даже притехнологическом притоке возможности общепризнанных подходов к проведениюи интерпретации результатов ПГИ ограниченны.

В большинстве случаевстандартные методы количественной оценки дебита не информативны. Вчастности, данные механической расходометрии чаще всего не пригодны дляинтерпретации ввиду слабого и нестабильного притока. В сложившейся ситуацииосновная информационная нагрузка при количественной оценке дебита ложится наисследования теплового поля, анализу результативности которых, автор уделяетособое внимание.1.1ИнформативныевозможностиПГИвскважинахмеханизированного фонда, эксплуатирующих совместно несколько пластовНа сегодняшний день наиболее распространенным вариантом эксплуатацииместорождений, в особенности Западной Сибири, является механизированнаядобыча [11, 26, 37, 69]. Процесс разработки месторождения сопровождаетсяхарактерными динамическими изменениями эксплуатируемых коллекторов, втаких условиях необходим постоянный тщательный контроль комплексом ПГИ,возникает потребность проведения исследования в обсаженных эксплуатационныхскважинах [38, 61].16Данный комплекс исследований эксплуатационных скважин имеет широкийспектр методов, которые берут свое начало еще в 50-х годах XX века.

Основныепромыслово-геофизическиеместорожденийметодывключаютвкомплексасебя:контроляэлектромагнитные,разработкиакустические,радиоактивные, термические, методы «притока-состава». Активное участие висследованияхпринимали:БасинЯ.Н.,БуевичА.С.,ВалиуллинР.А.,Вендельштейн Б.Ю., Гавура В.Е., Горбачев Ю.И., Дахнов В.Н., Дворкин И.Л.,Дьяконов Д.И., Ипатов А.И., Комаров С.Г., Кременецкий М.И., Кузнецов О.Л.,Лаптев В.В., Ларионов В.В., Леонтьев Е.И., Марьенко Н.Н., Непримеров Н.Н.,Орлинский Б. М., Пудовкин М.А., Резванов Р.А., Чекалюк Э.Б., Яруллин Р.

К.,Tixier M. P, H.J. Ramey и др. [20, 27, 33, 37,52, 71, 74, 89, 90, 94, 115, 118 и др.].В свою очередь ПГИ можно разделить по целям исследования поскольку онимогут решать широкий спектр задач в процессе эксплуатации месторождения [12,17, 20, 24, 34, 36, 37, 48, 49, 61, 70, 71, 73, 91, 93, 102 и др.].

Основными задачами,решаемымикомплексомПГИвскважинахмеханизированногофонда,эксплуатация которых осуществляется с помощью ЭЦН, являются:определение профиля и состава притока в процессе эксплуатации, в томчисле оценка индивидуальных параметров, характеризующих текущие ипотенциальные возможности пластов, вскрытых совместно одним стволом;контроль выработки пластов, в том числе мониторинг энергетическогосостояния и текущей насыщеннности пластов (источников обводнения);контрольтехническогосостоянияэксплуатационнойколонны(обводненность продукции от 50% и более);диагностика и оценка межпластовых перетоков по стволу изаколоннному пространству.Нельзя не отметить, что наряду с ПГИ для решения перечисленных задачиспользуютсятенденциейгидродинамическиеразвитияэтойисследованиягруппыметодов(ГДИС).являетсяСовременнойдолговременныйстационарный мониторинг давления на забое скважин [20, 34, 52, 61, 104, 106]. Вскважинах механизированного фонда подобный мониторинг может быть17организован наиболее эффективно, поскольку большая часть таких скважиноснащена датчиками ТМС на приеме УЭЦН, который позволяет непрерывнодиагностировать параметры системы скважина пласт за все время работыскважины [20, 21, 25, 26, 34, 36, 39, 40, 52, 61, 101, 117].

Наиболее наглядныйпример охвата скважине нефтяного месторождения датчиками ТМС представленна рисунке 1.1,датчиками оборудовано более 80%эксплуатационногодобывающего фонда.С помощью гидродинамического мониторинга, при механизированномспособе эксплуатации, можно с достаточной степенью точности оцениватьфильтрационные и энергетические параметры, характеристики призабойной зоныскважины: гидропроводность: (kh/μ, где k – проницаемость пласта, h – толщинапласта, μ – динамическая вязкость флюида), пьезопроводность (k/(μ*β), k –проницаемостьпласта,β–коэффициентупругоемкости),скин-фактор(характеристика совершенства вскрытия) скважины, а также пластовое давление иотслеживать изменение данных параметров во времени. Гидродинамическиеисследованияобладаютнаибольшейглубинностью,чтопозволяетдиагностировать интерференцию с окружением [35, 38, 97, 98, 99, 100, 102, 107,112и др.].18Рисунок 1.1 - Типовой участок месторождения. Красные точками обозначеныскважины, оснащенные датчиками ТМСПо результатам комплекса ГДИС и ПГИ производится анализ текущегосостоянияразработкиместорождения, на основе которогорекомендуютпроведение различных геолого-технологических мероприятий, в первую очередь,по интенсификации притока за счет улучшения свойств призабойной зоны (ГРП,СКО, ГКО и пр.).В данном контексте в связи с темой диссертационной выделим одну изперечисленных выше основных задач - контроль разработки и мониторинг добычимногопластовых систем.Основнаяпроблемаприработесрезультатамидолговременногостационарного мониторинга заключается в том, что полученные по результатамисследований значения фильтрационных параметров (гидропроводность, скинфактор и др.) носят интегральный характер и описывают совместное поведение19объектов.