Автореферат (1173006), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Поэтомудля обоснования правомерности их использования в реальных условиях циклическиработающей малодебитной скважины, автором выполнен анализ влияния другихосложняющих интерпретацию факторов (в первую очередь многокомпонентногопритока, переменных температуры и расхода флюида, поступающего в ствол изпродуктивного пласта флюида, различных соотношений расходов притока и перетока).На данной основе разработана матрица применимости методики оценки расхода винтервале между работающими пластами в зависимости от условий проведенияисследований в скважине (таблица 2).
На пересечении строк и столбцов даннойтаблицы приведены результаты моделирования и определенные оптимальныепоказатели для количественной интерпретации дебита. Таблица 3 отображает влияниена точность интерпретации термограмм основных методических погрешностей.Таблица 2 Матрица применимости методики количественной интерпретациитермограмм в зависимости от условий проведения исследований в скважинеПараметрыДебит притока, м3/сут1÷33 ÷ 1010 ÷ 30>30Толщина интервала оценки дебита, м10-15Расстояние от интервала до отдающего15пласта, мДлительность технологического отбора, ч>3020-4020-4030-4015-2020-25>30272118Таблица 3 Основные методические погрешности и их влияние на точностьинтерпретации термограммЦиклическая работа скважинысм таблицу 1Отсутствие информации об обводненностине более 5%Отсутствие данных о тепловых свойствахфлюида и вмещающих породпорядка10-15%,приконтрастныхпараметрахнеколлекторовНеверное проведение условнойне более 3-5% / 15%геотермограммы (по зумпфу/ по касательной)Нестабильная температура поступающего изне более 5%пласта флюида15В третьей главе обобщены результаты апробации и внедренияусовершенствованной методики оценки интервальных дебитов по результатамтермических исследований скважин в интервалах вне работающих пластов повеличине нормированного коэффициента теплоотдачи.Представлены результаты опробования усовершенствованной методики наосновных объектах диссертационной работы – многопластовые низкопродуктивныезалежи, исследуемые с помощью байпасной системы «Y-tool».
Практические примерыоценки дебитов вне интервалов притока в условиях циклической работы скважинподтверждают результаты моделирования. Подобранные материалы позволяютобосновать и проиллюстрировать оптимальные технологии проведения измерений,согласно матрице, приведенной в таблице 2.На рис. 4 представлен типичный пример исследования.
Технология проведенияработ включала в себя остановку скважины (для монтажа оборудования «Y-tool»),запись термограммы (Tf), в конце цикла остановки в период перед запуском. Даннаятермограмма отражает тепловое поле заколонного перетока, сформированного востановленной скважине. Затем был произведена серия замеров (ТЭЦН) при отборе натехнологической депрессии. Последний замер данной серии (Т ЭЦН-24) выполнен через24 часа после запуска насоса. Дебит составил 65м3/сут при обводнености продукции80%.
После запуска скважины, влияние перетока уменьшается и уже через 3 часаосновное воздействие на тепловое оказывает приток, а спустя 24 часатехнологического отбора термограмму можно корректно проинтерпретировать сиспользованием в качестве фонового поля условное геотермического распределениятемпературы. Это подтверждают результаты моделирования, выполненные в главе 2.16Рисунок4Результатыисследованийскважины ***.
Iколонка глубин, IIконструкцияскважинысосхемой движенияфлюидапостволу,IIIдиаграммы ГМ иЛМ,IVрезультатытермометрии (А,В – интервалы внеработающихпластов,выбранныедляоценки дебитов),V – результатыбарометрии, VI –результатывлагометрииПо результатам исследования доля верхнего пласта (1) в суммарном дебитепреобладает и составляет 91%, соответственно 9% приходится на нижний пласт (2).Данный пример, как и другие, рассмотренные в главе 3 показывают возможностьколичественной интерпретации результатов термических исследований прициклической работе скважины.
На данный момент выполнено более 60 исследованийв 28 скважинах опорного фонда. Они позволили оценить вклад пластов в суммарныйприток. Также в данной главе рассмотрены возможности диагностики и оценкиинтенсивности межпластовых перетоков по стволу, возникающих в залежи привысоких контрастах фильтрационных свойствах и пластовых давлениях. Анализ такихпримеров очень важен, поскольку он иллюстрирует фрагменты примененияусовершенствованной авторской методики.В главе разобраны возможности усовершенствованной авторской методики дляусловий оценки профиля притока при циклической и нестабильной работе скважин,показано применение подхода при оценке интенсивности межпластового перетока.Рассмотрен потенциал применения авторской методики в горизонтальных скважинах,что является одним из наиболее перспективных дальнейших направлений работ.Четвертая глава, как и предыдущая, посвящена апробации методическихрезультатов, полученных автором в процессе работы над темой диссертации.Приведенные в главе примеры в отличие от рассмотренных ранеедемонстрируют анализ разновременных исследований одних и тех же объектов.Комплексный подход уже не раз показывал преимущества разновременных17циклических измерений перед единичными и доказывал свою эффективность длясамых различных методов промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических(ГДИС) исследований.
Термометрия не составляет исключения. В условияхнеравномерной выработки пластов этот метод играет одну из ключевых ролей приколичественной оценке профиля притока в пластах низкой продуктивности.Для оценки динамики выработки пластов автором рассмотрены особенностиизменения профиля температуры в эксплуатационных добывающих скважинах впроцессе разработки месторождения.
Выполнен анализ результативности термометриив комплексе с другими методами ГДИС и ПГИ.Одним из наиболее интересных для анализа примеров является скважина **207,в которой ведется одновременная эксплуатация двух объектов. Для контроля работыскважины были проведены несколько циклов ПГИ на технологической депрессии, покоторым удалась определить динамику выработки каждого пропластка (рис.5).Синхронно с момента ввода в эксплуатацию скважины выполнялсядолговременный мониторинг давления на забое с помощью стационарного датчика наприеме ЭЦН, который позволил определить совместные фильтрационные параметрыпластов, которые использовались, как входные для оценки индивидуальных и напорядок увеличили информативность.При первом исследовании видно (09.2013, рис. 5, окно Y), что оба пласта послезапуска скважины работают, но доля верхнего (1) в суммарном дебите преобладает исоставляет 84%, соответственно оставшиеся 16% приходится на нижний пласт.
Квремени проведения второго исследования (03.2014, рис. 5, окно YI) мы видим, чтоинтенсивность перетока в статике из верхнего пласта в нижний увеличилось. Этовыражается в уменьшении градиента температурной аномалии и ее большемотклонении от условной геотермограммы, чем при предшествующем исследовании.Как и в предыдущем случае, по характеру изменения температуры по глубине внеинтервалов притока можем определить вклад работы каждого пласта. Видно, что доляв притоке нижнего пласта существенно уменьшилась и теперь составляет 8%,остальные 92% приходятся на верхний пласт.18Рисунок 5 - Результаты ПГИ в скважине **207. I – колонка глубин, II – конструкцияскважины и литология коллекторов, III– объекты разработки, IY – диаграммы ГК иЛМ, Y-YIII – результаты термометрии для четырех разновременных циклахисследования, IX – соответствующие результаты барометрииСледующее исследование выполнено 10.2014года (рис.
5, окно YII). Порезультатам термометрии диагностируется интенсивный приток из верхнего пласта,что касается интервала нижележащего, информативность термометрии снизилась,длительности эксплуатации скважины уже не хватает для формированияраспределения температуры, характерного для стабильного отбора.
В этом случае датьоценку вклада нижнего пласта в суммарный дебит нельзя. По результатам термическихисследований можно оценить лишь интенсивность перетока в статике, который приданном исследований составляет 45% от технологического отбора. И наконец, порезультатам следующего исследования 02.2015года (рис. 5, окно YIII), похарактерному поведению термограммы в статике видно, что продолжаетсяпостепеннаязадавканижележащегообъекта.Соответственнопроцессрасформирования теплового поля перетока, сформировавшегося в статике, послезапуска ЭЦН протекает еще медленнее. Наиболее очевидный вывод, который можносделать из полученных результатов состоит в том, что со временем наблюдается ростпластового давления верхнего объекта (1). Это подтверждают промысловые данные: впласт идет интенсивная закачка, его обводненость на время заключительного циклаисследований составляет более 70%, а пластовое давление превышаетгидростатическое более чем на 20атм.Данные о высоком давлении в верхнем пласте подтверждаются результатамигидродинамических исследований, выполненых по технологии регистрации кривойстабилизации давления с помощью датчика ТМС под ЭЦН.
На рисунке 6а представлен19обзорный график исследования и результаты log-log диагностики цикла КСД (рис. 6б).Исследования подтверждают, что скважина испытывает на себе воздействие системыППД - забойное давление и дебит остаются постоянными, на конечном этапеисследования при постоянном забойном давлении наблюдается рост дебита.Рисунок 6 - Гидродинамические исследования в скважине **207. а) Результатыдолговременного мониторинга давления и дебита на забое скважины (на планшетеобозначены интервалы времени проведения ПГИ), б) log-log диагностика в цикле КСДПо результатам интерпретации ГДИС определены пластовое давление (На ВНКверхнего пласта (1) на 03.2015г, 257 атм) и фильтрационные параметры суммарно надва пласта (гидропроводность, проницаемость и скин-фактор системы совместновскрытых пластов ε = 1.8 Д*см/сПз, k= 0.5 мД, s=-5.5).
Эти данные явились основойдля оценки индивидуальных пластовых давлений работающих совместно пластов(таблица4).Расчетысталивозможнымиблагодаряиспользованиюусовершенствованной авторской методики количественной интерпретации ПГИ.20Таблица 4 Протокол результатов исследованияДата/ ПараметрыQ1(Пласт 1)Q2(Пласт 2)Q3(переток)ΣQРпл(Пласт 1)Рпл(Пласт 2)29.09.201366.813.28.88026423030.03.20145758.56226815228.10.2014543205727011217.02.20155822460266100РплΣ258250243238По совокупности перечисленных данных возможна индивидуальная оценкапроницаемостей и скин-факторов совместно вскрытых пластов. Результатыподтверждают раннее изложенный анализ, на продуктивность влияет изменениепластового давления, ухудшения фильтрационных свойств пластов во времени ненаблюдается.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
