Диссертация (1173007), страница 17
Текст из файла (страница 17)
Вследствие этого долю в притоке названных интервалов можнооценить по данным термометриии вне интервалов притока, которые обладаютвысоким потенциалом, поэтому для количественной оценки нижележащих пластовприменялась предложенная автором методика. Результаты количественнойинтерпретации расходометрии и термометрии, представлены в таблице 4.2, вданных интервалах они адекватны и имеют хорошую сходимость с классическимиметодами оценки.Таблица 4.2564489 44944522 45354541 45514602 46214626 463644648 46534665 46725 4678 46834689 4695НэфГИС, (м)1223подошваПласт1234кровляИнтервалперфорацииРезультаты количественной интерпретации6.8Доля в притоке расходметрия / термометрия (%)7.201619.641633512.6724.8831.411.2016Дебит в % от технологического, рас172735100766858520100268 1071324153321827301865554Данные результаты показывают хорошую сходимость значений расходов,поступающих с пластов 3 и 5, термометрия при слабом притоке позволила114получить более детальную информацию о количественной характеристикепритока.Динамика содержания воды в скважине оценена по профилю плотностизаполнителя ствола, рассчитанного по результатам барометрии (рисунок 4.3 окноXI).
По данному профилю плотность заполнителя ствола в кровле продуктивнойтолщи и выше составляет порядка 650-750 кг/м3, в подошве увеличивается до 8801050 кг/м3 (в зависимости от депрессии на пласт), что говорит о разном заполненииствола при различных технологических режимах отбора. Высокая плотностьзаполнителястволасвидетельствует,чтосущественногоразгазированияпродукции не наблюдается (высокая плотность заполнителя). Данный выводподтверждает термометрия (рисунок 4.3 окно V): отрицательных аномалийдросселирования нет.По результатам сопоставления первого и второго цикла промысловогеофизических исследований (ПГИ1 и ПГИ2) пласты в процессе эксплуатациивырабатывались неравномерно.
По результатам термометрии в цикле повторныхисследований диагностируется возникновение межпластового перетока сверхувниз из пласта 1 в пласт 3. На переток указывает характерное экспоненциальноеизменение температуры с глубиной с выпуклостью вниз, сформировавшееся впроцессе6-титехнологическойчасовогопростоядепрессии.скважиныДаннаяаномалияпослефонтанированиясвязанаснатеплообменомперетекающей по стволу жидкости с вмещающими породами.
Дебит перетоканаходится за пределами чувствительности механической расходометрии. Поданным термометрии он оценивается первыми десятками м3 в сутки.Существованиеперетокаподтверждаетсярезультатамисовместнойинтерпретации барометрии и расхометрии на режимах с максимальным иуменьшенным расходах (при 100% и 35% раскрытия штуцера) методоминдикаторной диаграммы ИД. Оцененное методом ИД пластовое давление в пласте1 примерно на 20 бар выше, чем в пласте 3. Еще одним признаком существеннойвыработки пластов в анализируемой скважине является увеличение со временемсодержания в стволе тяжелой компоненты.
Об этом свидетельствуют данные115плотностеметрии. К сожалению, в цикле ПГИ2 результаты измерений этимметодом не были информативны, но плотность удалось оценить по градиентудавления в стволе (данные барометрии окно XI рисунок 4.3).Характер изменения давления на забое в циклах ПГИ косвенносвидетельствует об интенсивной выработке пластов. Результаты промысловогеофизических исследований в период эксплуатации иллюстрируют падениедавления во времени. Среднее давление в цикле технологического отбора припервом цикле ПГИ1 (начало отбора) составило 40.65 МПа.
В период проведенияПГИ2 (продолжительный отбор) в зависимости от диаметра штуцера (при 100%разжатии штуцера и установке его раскрытости на 35%, 27% и 17% от номинала)давление менялось в диапазоне существенно меньших значений (22.26 - 29.42МПа). Со временем в стволе по всем методам оценки состава фиксировалсясущественный рост содержания тяжелой компоненты (технической воды), чтобыло вызвано снижением общего дебита скважины, который не позволял выноситьводу с забоя.Результаты ПГИ от 28.07.2016 показывают, что в скважине наблюдаетсяпреобладающаяработапласта1.Дляопределенияиндивидуальныхфильтрационных свойств пропластков была использована многослойная модель.Пласты были разделены на три объекта (по доле притока): 1, 3, 2+4-5. Имея данныео дебите каждого пропластка и суммарные по пластам значения ФЕС, скин-фактораи пластового давления, а также имея априорную информацию о соотношенияхпроницаемостипластовпоРИГИСможноопределитьиндивидуальныеэксплуатационные параметры [108].В качестве опорных параметров был использован профиль притока по ПГИ,средние значения kh и скин-фактора, полученные по КВД, и динамика забойногодавления.
Для каждого объекта определены свои значения: hэф, проницаемости,скин-факора и параметры границ зоны дренирования.Результаты интерпретации по пластам приведены в таблице 4.3. На рисунке4.4 приведено распределение дебитов по пластам по многослойной модели.Границы в пластах 2-5 выбраны в виде русла (2 разлома, выделяемых по сейсмике).116Для пласта 1 выбрана замкнутая круговая непроницаемая граница радиусом 800 м,которая обеспечивает темп падения дебита скважины.Рисунок 4.4 - Распределение дебита по пластам по результатам интерпретации,с указанием эффективных толщин пластовТаблица 4.3Протокол результатов исследования.
(Параметры оценочные)Пласт/ПараметрыРаботаю Проводи Пронищаямостьцаемостолщина мД*мть, мД,м16.874.811319.660.83.12, 4, 568.848.20.7ИнтегральныйГраницыскинфакторРадиус круговой-6линзы,8002 параллельных-4.2непроницаемых-2разлома 420/460По результатам комплексной интерпретации ГДИС и ПГИ в скважине,вскрывающей несколько продуктивных нефтяных пластов, можно оцениватьиндивидуальные фильтрационно-емкостные свойства пропластков [108].Циклические комплексные исследования (ГДИС+ПГИ) позволяют:117выявлять причины снижения дебита скважины (пластовое давлениеили снижение гидропроводности или же скин-фактора скважины), что являетсяключевой информацией для планирования и выбора геолого-технологическихмероприятий на месторождении;диагностировать неравномерную выработку запасов по пластам,определить по ним индивидуальный темп выработки;оценивать различия в пластовых давлениях (между локальнымипропластками), применяя численное гидродинамическое моделирование и данныео дебите перетока в остановленной скважине.Все это позволяет локализовать зоны остаточных запасов, перспективных длябурения боковых стволов или уплотняющих скажин.Данныйподходпоказалсвоюпрактическуюзначимостьнавысокопродуктивных объектах, с низкодебитными пропластками при контрастныхсвойствах, вскрываемых одним стволов пластов.
Рассмотрим преимуществаприменения данного подхода в скважинах механизированного фонда снизкопродуктивными объектами.4.2Специфика мониторинга совместной выработки неоднороднойпродуктивной толщи при низкой проницаемости пластовПерейдем к рассмотрению более сложных условий исследований, связанныхс совместным вскрытием нескольких пластов низкой проницаемости. Отметим, чтоэто базовые объекты исследований для представляемой диссертационной работы иименно им были в основном посвящены все ее предшествующие разделы.Основная специфика рассматриваемых условий в том, что резко снижаютсявозможности комплекса промыслово-геофизических исследований.
Практическидо нуля снижается информативность механической расходометрии. В этихусловиях резко возрастает значимость термических исследований, которыеначинают играть ведущую роль при количественной оценке профиля притока.Особенность объектов разработки, которые являются основными для даннойдиссертационной работы характеризуются рядом особенностей, усложняющихприменение термических исследований. В их числе:118 небольшие дебиты пластов, связанные с низкой проницаемостьюколлекторов; неравномерная выработка пластов, связанная с контрастом проницаемостипо глубине (нижний объект разработки характеризуется проницаемостью напорядок меньше, чем вышележащие); использование в системе разработки системы поддержания пластовогодавления путем закачки в пласт рабочей жидкости; необходимость добычи нефти механизированным способом (ЭЦН).Специфика подобных условий не только в усилении влияния факторов,снижающих информативные возможности стандартных методов ПГИ (низкиедебиты, многокомпонентный приток).
Усиливаются процессы, способствующиевозникновению дополнительных методических погрешностей. Для объектов, канализу которых мы приступаем, это межпластовые перетоки по стволу.В подобных условиях исследование скважины на технологической депрессиистановится скорее правилом, чем исключением. Учитывая этот вызов, автором впредшествующих главах диссертационной работы были подробно рассмотренывозможности термических исследований ПГИ при работе ЭЦН с помощьюбайпасного оборудования «Y-tool».Методические проблемы, связанные с остановкой скважины и ееподготовкойкспускуоборудования,такжеподробнорассмотренывпредшествующих главах.
Рассмотрены также подходы к их решению дляодиночных циклов ПГИ.Несмотря на то, что решение данной задачи следует считать успешнымнельзя не признать, что проблема неоднозначности интерпретации термограммстоит так же остро. Динамический анализ многократных исследований с учетомизменения состояния скважины во времени призван существенно повыситьвозможности и повысить информативность контроля разработки.Существенно улучшить качество анализа позволяет учет текущего режимаотработки и энергетического состояния пластов по результатам ГДИС.119Рассмотрим возможности совместного динамического анализа ПГИ и ГДИСна конкретных примерах.4.2.1 Анализ совместной выработки пластов в условиях контрастнойдинамики пластовых давленийОдним из наиболее интересных примеров для анализа в условиях,интенсивно меняющихся во времени пластовых давлений является скважина 207,в которой ведется одновременная эксплуатация двух объектов.
Комплексныймониторинг ведется с момента запуска в эксплуатацию 05.2013 года. По даннымГИС продуктивные толщи представлены терригенными коллекторами низкойпроницаемости (от десятых долей единиц до первых единиц мД). Дляинтенсификации притока в скважине на каждый эксплуатационный объект былвыполнен гидроразрыв (ГРП). Регистрация давления в стволе производилась сиспользованием датчиков на приеме насоса. С целью проведения ПГИ скважинабыла оборудована байпасной системой «Y-tool» [75].Для контроля выработки скважины в 2013-2015г.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
