Комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований на примере нефтегазоконденсатного месторождения пао «газпром нефть»

6.2. Геофизические методы

Исследование разрезов скважин в околоскважинном пространстве с целью уточнения геологической модели в зоне расположения скважины осуществляется с помощью геофизических исследований (ГИС-КАРОТАЖА). Различают несколько видов каротажа, основанные на измерении различных физических полей в скважине и околоскважинном пространстве: электрические методы каротажа — ПС, КС, БКЗ, БК, БМК и др.; электромагнитные методы каротажа — ИК, ДК, ВИКИЗ, КМВ и др.; радиоактивные методы — ГК, НК, ГГК, ИНК, ИНК — С/О и др., а также термокаротаж, акустический каротаж, наклонометрия. микрозондирование и т.д. Изложены особенности и стандартизированы 76 видов каротажа , 108 объектов исследований, 39 специальных коэффициентов, 101 измеряемый — определяемый параметр. В ГИС используются около 450 специальных терминов для характеристики ГИС-работ, геолого-технических исследований в процессе бурения, по вторичному вскрытию продуктивных пластов и интенсификацией притоков.

Рисунок 1. Виды геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах по СТ ЕАГО-046-01.

Методы ГИС-каротажа являются косвенными. Одним из элементов их методических основ служат предварительно установленные аналитические петрофизические зависимости, получение регрессионных уравнений типа «керн-керн», «керн-геофизика», «геофизика-геофизика» и обоснование возможности перехода от геофизических характеристик к коллекторским свойствам пласта с последующей оценкой точности прогноза параметров.

Важнейшей составной частью геологической информации является массовый отбор кернов в процессе бурения и их детальные последующие лабораторные исследования. Параметры пласта по ГИС в основном характеризуют прискважинную зону.

Петрофизические зависимости представляют информацию о литологии, пористости, наличии углеводородов и насыщенности пласта жидкостями и др.

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) обеспечивают информационную основу для контроля за выработкой пластов (замеры профилей притока и приемистости, оценка состава притока, насыщенности пласта флюидами в различные моменты, оценка параметров вытеснения и др.), технического контроля работы скважин и ее технического состояния, контроль проведения методов интенсификации.

ПГИ горизонтальных скважин и результаты их комплексирования с ГДИС

В условиях горизонтального ствола применение стандартной аппаратуры, где каждый метод представлен одним датчиком, не позволяет однозначно решить задачи контроля притока и приводит к ошибкам интерпретации .

Для успешного выполнения исследований был применен специализированный аппаратурный комплекс с распределенными по сечению ствола датчиками диэлектрической проницаемости (влагомерами) типа «Сова-С9-ВЛ-6», «КарСарГоризонт» в комплексе со спектральной шумометрией (SNL). Это позволило выделить работающие толщины и получить более достоверную информацию об эффективной длине горизонтального ствола с оценкой состава притока из конкретных интервалов. Основное преимущество спектральной шумометрии заключается в возможности регистрации волновой картины акустической эмиссии и анализа акустических шумов в широком спектре частот. Анализ спектра получаемого сигнала позволяет видеть средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора, что дает возможность выделять и оценивать на фоне низкочастотных помех, связанных с движением флюида в стволе скважины, работающие толщины пласта. Кроме того, в ряде скважин с высокой долей газа в продукции результаты термометрии показали высокую информативность, что позволило диагностировать локальные прорывы газа в ствол скважины .

Следует отметить, что использовались современные средства доставки (скважинный трактор), обеспечивающие применение практически любых скважинных геофизических сборок, получение информации в режиме реального времени. По результатам проведенных исследований скважин, оборудованных фильтром до глубины 1500 м, скважинный трактор зарекомендовал себя положительно, а в скважинах, оборудованных хвостовиками для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), при доставке аппаратурного комплекса с помощью скважинного трактора возникали проблемы с непрохождением к забою. Как показали результаты, для повышения эффективности проведения ПГИ в скважинах с МГРП необходимо использовать в качестве доставки гибкую НКТ .

В настоящее время ПГИ выполнены в девяти скважинах. Впервые в компании ПГИ проведены на тракторе в скважине с МГРП с длиной горизонтального участка 1000 м. В этих условиях термометрия показала высокую информативность, удалось диагностировать притоки из каждой пройденной муфты, а также определить порт, который обеспечивает основную долю притока газа. Геологический разрез по текущей модели подтвердил наличие незначительной глинистой перемычки между горизонтальным стволом и газонасыщенным коллектором в районе данного порта. Приток из портов успешно диагностировался по локальным аномалиям при замерах, выполненных в режиме фонтанирования.

В большинстве случаев результаты интерпретации данных ПГИ подтвердили прогнозные профили притока, полученные на действующих геолого-гидродинамических моделях. Интенсивность притока по спектральной шумометрии тесно коррелируется с фильтрационно-емкостными свойствами, интерпретированными по результатам ГИС.

В первую очередь ПГИ проводились в скважинах, по которым имелись данные интерпретации материалов ГДИС, для возможности их последующего комплексирования. Алгоритм снижения диапазона неопределенностей параметров, рассчитанных при интерпретации результатов ГДИС, приведен на рис. 2, пример результатов комплексирования данных ГДИС и ПГИ — на рис. 3.

Рис. 2. Блок-схема алгоритма оценки неопределенностей параметров, определяемых по данным ГДИС

Комплексный анализ показал, что эффективная работающая длина, определенная по результатам ПГИ, в среднем в 2,5–3 раза превышает определенную по данным ГДИС (при максимально возможном хорошем совмещении диагностических кривых). Уточнение работающей длины позволило существенно сузить диапазон неопределенности рассчитываемого S_мех и при отсутствии псевдорадиального режима k_h.

Рис. 3. Пример результатов комплексирования данных интерпретации результатов ГДИС и ПГИ

Полученные результаты дают возможность повысить эффективность эксплуатации нефтегазовых месторождений и оптимизировать процессы разработки. Методы ГДИС и ПГИ на данном этапе изученности месторождения необходимо рассматривать не только как инструмент контроля разработки, но и как метод доразведки месторождения и получения дополнительной информации для оценки добычных характеристик и прогноза степени выработки запасов пластов.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть не фонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих. Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР – газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР – обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием испытателя пластов на трубах.

1.2 Исследования с регистрацией кривой восстановления давления

В промысловой практике нашли широкое применение исследования механизированных добывающих скважин с регистрацией давления глубинными манометрами или дистанционными телеметрическими системами с датчиками давления и температуры. На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при выполнении исследований с контролем давления автономными глубинными манометрами (б) и телеметрической системой (в).

Доставка манометров в скважину по схеме 1., б производится одновременно со спуском насосного оборудования. Манометры размещаются в хвостовике или трубном держателе под насосом, также может устанавливаться дополнительный манометр в НКТ выше клапана-отсекателя для контроля герметичности компоновки . Подъем приборов выполняется в процессе последующего ремонта скважины. В процессе исследований ведется непрерывная регистрация давления на забое скважины и дебита жидкости, дополнительно может проводиться регистрация давления в НКТ над обратным клапаном и на устье скважины. При пуске скважины в работу глубинный манометр, установленный ниже насоса, регистрирует весь процесс изменения давления, включая кривую стабилизации давления при выводе скважины на режим и кривую восстановления давления или несколько КВД после остановки (остановок) скважины. Исследования с использованием автономных манометров более информативны по сравнению с регистрацией уровней на устье и позволяют получить более достоверные параметры пласта. Вместе с тем метод не получил широкого распространения ввиду того, что в период работы скважины и до подъема оборудования отсутствует возможность анализа кривой изменения давления и определение параметров скважины и пласта.

Для проведения гидродинамических исследований механизированных добывающих скважин нашли широкое применение телеметрические системы в компоновке с электроцентробежными насосами, включающие погружную часть с датчиками давления, температуры и наземный блок с преобразователем и электронным накопителем данных (рис. 1.16, в). Оборудование широко применяется для исследований на установившихся и неустановившихся режимах, гидропрослушивания пласта, долгосрочного мониторинга забойного давления в межремонтный период эксплуатации механизированных скважин . Дистанционная передача сигналов с датчиков ТМС по кабелю ЭЦН на преобразователь позволяет в реальном времени получать информацию о давлении на приеме насоса в течение всего межремонтного периода эксплуатации скважины, а также в периоды плановой остановки на регистрацию кривой восстановления давления. Существует возможность регистрации КВД при незапланированных остановках или в период ожидания ремонтных работ. Точность регистрации давления на приеме насоса зависит от типа телеметрической системы и разрешения датчика давления. При использовании ТМС с высокой разрешающей способностью (0.01 атм) обеспечивается более надежное диагностирование на производной давления процессов фильтрации, корректный выбор интерпретационной модели и высокая достоверность параметров пласта.

В процессе регистрации КВД необходимо выполнять дополнительные замеры устьевых и глубинных параметров: буферного и затрубного давлений, уровней в затрубном пространстве и давления в НКТ с помощью глубинного манометра. Давление в НКТ над установкой ЭЦН регистрируется с целью контроля герметичности оборудования и дальнейшего учета перетоков жидкости при интерпретации. Глубина установки манометра в НКТ для контроля герметичности подземного оборудования выбирается на 30–100 м выше подвески погружного насоса (в зависимости от расположения клапана-отсекателя). Замеры уровней и давлений в затрубном пространстве рассматриваются в качестве вспомогательных и используются при интерпретации КВД в случае отказа средств телеметрии в ходе исследований.

При проведении исследований механизированных скважин методом регистрации КВД в дополнение к необходимым условиям исследования фонтанных скважин следует соблюдаться следующие требования:

–   для контроля герметичности клапана-отсекателя и НКТ и выявления перетоков жидкости при КВД необходимо проводить регистрацию давления в лифтовых тубах путем установки глубинного манометра над ЭЦН выше клапана-отсекателя;

–   для надежного диагностирования участка радиальной фильтрации рекомендуется проводить моделирование исследований, в том числе с учетом взаимовлияния окружающих добывающих и нагнетательных скважин.

1.2 Компоновка скважинного и устьевого оборудования для ГДИ

На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при исследовании фонтанной скважины методами КВД, ИД, КСД.

Рис. 1. Схема компоновки оборудования и измерительных приборов при исследовании фонтанных скважин методами КВД, ИД, КСД:

1 — автономные глубинные манометры-термометры, 2 — каротажный кабель или проволока, 3 — задвижки, 4 — план-шайба, 5 — превентор, 6 — лубрикатор, 7 — каротажный подъемник или исследовательская машина с проволокой, 8 — образцовый и электронный устьевые манометры, 9 — газосепаратор, 10 — диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), 11 — расходомер

Цели гидродинамических методов исследования скважин

Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проек­тирования, анализа, регулирования разработки залежей и экс­плуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» ме­сторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и экс­плуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследованияпроводят на стадии раз­ведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их за­ключается в получении исходных данных, необходимых для под­счета запасов и проектирования разработки. Текущие исследо­вания осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, при­нятия решений о регулировании процесса разработки, проекти­рования и оптимизации технологических режимов работы сква­жин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, темпера­туры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается не­посредственному измерению. Эти параметры определяют кос­венно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными парамет­рами. Косвенные методы исследования по физическому явле­нию, которое лежит в их основе, подразделяют на:

— промыслово-геофизические,

— дебито- и расходометрические,

— термодинамические

—  гидродинамические.

Метод материального баланса

Метод матбаланса или среднего пластового давления в зоне дренирования основан на законе сохранения массы для замкнутого коллектора и позволяет провести оценку текущего пластового давления для условий ограниченной области дренирования скважин, например в зоне дренирования скважины в низкопроницаемом пласте с отсутствием или весьма малым влиянием окружающих скважин. В простом виде метод записывается как

где Pср — текущее среднее давление, Vp – объем поровой части коллектора, t – время работы скважины, Q=qt – накопленная добыча, A – площадь коллектора.
Комбинируя выражение (2) и выражение (3) получаем соотношение для нахождения текущего среднего пластового давления в виде

К недостаткам метода относятся отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором (как вариант, замена скин-фактора загрязнения на суммарный скин-фактор).
Для расчета среднего пластового давления методом матбаланса используются данные эффективной толщины пласта, пористости, коэффициента сжимаемости Ct (упругоёмкости пласта), дебита скважины, площади дренирования (по значению радиуса исследований), начального пластового давления, продолжительности исследований. На рисунке 4 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления.

Рис. 4 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом матбаланса

6.4. Геохимические методы исследований

Геохимические методы исследований позволяют разделять суммарную добычу из скважин, совместно вскрывающих единой сеткой несколько пластов, для любых способов эксплуатации скважин, изучать процессы обводнения, солеобразования и гидратообразования, коррозии, образования эмульсий и т.д.

6.4.1. Метод фотоколориметрии

По изменению коэффициента светопоглощения нефти во времени можно судить о подключении к работе в данной скважине новых пластов вследствие изменения режима эксплуатации скважины, изменения условий закачки воды, гидроразрыва пластов, дострела новых пачек продуктивных пород и т.д.

Если точно установлены закономерности изменения коэффициента светопоглощения по площади залежи и по вертикали от пласта к пласту, то его систематические измерения позволяют судить о направлении перемещения нефти в пластах. При совместной добыче нефти из двух пластов, для которых известны и резко отличаются величины коэффициента светопоглощения, зная общий коэффициент светопоглощения добываемой нефти из этих пластов не трудно рассчитать относительные дебиты каждого пласта. Наиболее эффективно применение метода фотоколориметрии нефти в комплексе с другими методами, характеризующими работу пластов в скважинах.

6.4.2. Определение в нефти содержания микрокомпонентов металлов

Метод, основанный на использовании различия добываемых нефтей разных пластов по содержанию микрокомпонентов металлов: ванадия, кобальта, никеля применяется для контроля за процессом разработки.

Данный метод позволяет решать следующие задачи:

• контролировать притоки нефтей из пластов, вскрытых перфорацией и эксплуатируемых единым фильтром;
• выделять случаи перетока нефти от неперфорированного пласта к перфорированному, например, за счет нарушения герметичности заколонного пространства;
• оценивать эффективность операций по повышению притока нефти, например, дострела пластов, кислотной обработки призабойной зоны, гидроразрыва пластов.

6.4.3. Изучение солевого состава добываемых вод

Метод основан на использовании различия солевого состава добываемых вод и позволяет решать следующие задачи:

• идентификация различного типа вод (реликтовые, закачиваемые, «верхних», «нижних» и др. горизонтов и пропластков);
• изучать совместимость вод, закачиваемых с пластовыми;
• изучение проблемы солеотложений и коррозии;
• изучение проблемы образования эмульсий и гидратов;
• изучение мест притока вод в скважину.

Гидропрослушивание

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

5.1 Определение стоимости проведения гидродинамического исследования

Для определения стоимости проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений, снятие индикаторных кривых с отбивкой Нд, и Нст — эхолотом, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин. Кроме этого учитываются затраты времени на переезды исследований от базы ЦНИПР до куста (места исследований) и протяженность такого переезда

Важно также знать часовую тарифную ставку для операторов по исследованию скважин в зависимости от разряда и часовую тарифную ставку для оплаты ЦНИПРом организации, поставляющие спецмашины (Газ — 71, Газ — 66) для исследования скважин и для перевозки операторов по исследованию к объектам

В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000 метров — средняя глубина скважин Приобского месторождения и на подготовительно — заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований и таблиц.

В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий, числящиеся в УТТ.

Затраты времени на переезды исследований от базы к объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сходного баланса рабочего времени НГДУ.

Нормы времени на переезд 1 км с грузом по местности: (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемом до 20 градусов, речная пойма) соответственно равна 22 минутам к 0,027 часа.

Часовая тарифная ставка для оплаты труда рабочих, применяемая в НГД ЮН, для операторов по исследованию скважин Приобского месторождения в зависимости от квалификационных разрядов распределяется следующим образом:

Таблица. Часовая тарифная ставка по разрядам

0,79 коэффициент на вредные условия. Тарифы на автомобили принятые в НГДУ ЮН для оплаты организации (УТТ) предоставляемые автомобили и водителей передвижных лабораторий числящиеся в УТТ, приведены в таблице:

Таблица.Тарифы на автомобили

Протяженность переездов операторов по исследованию скважин от базы до объектов в среднем по Приобскому месторождению принимаем равным 100 км в один конец. Методика расчета. Расчет сводится к определению времени, затраченного на проведение гидродинамических исследований.

Т_общ. =Т _пр. + Т _{иссл. (}5.1)

Где: Т _{иссл. —} норма времени на 1 работу по спуску и подъему прибора.

Т_{пр. —} время затраченное на переезд от базы до скважины

Т _пр =T∙2∙S (5.2)

Т_пр=0,027∙2∙100=5,4

Где: S — путь в 1 конец (км);

Т — норма времени на 1 км.

Теперь определяем стоимость проведения гидродинамических исследований:

С _общ. = С _пр. + С _{иссл. (}5.3)

С_общ=315∙1,68+11000,134

С _иссл. =Т ст₁ ·Т _общ. + Тст₂ · Т_{общ. (}5.4)

С_исл=21,672∙282+17,585∙278=11000,134

где: С_иссл — сумма затраченная для оплаты операторов (как правило исследование проводят 2 оператора 4 и 6 разряда

Т ст₁ — часовая тарифная ставка оператора 6 разряда

Т ст₂ — часовая тарифная ставка оператора 4 разряда

Тст₁=12,04∙1,8=21,672

Тст₂=9.77∙1,8=17,586

С _пр. = Т ст₁ · Т _общ., (5.5)

С_пр=Тст₂∙Т_общ

где С _пр. — сумма затраченная для оплаты организации предоставляющую машину

Т ст. — часовая тарифная ставка для оплаты за аренду машины.

С_пр=21,672∙36,72=795,80

С_пр=17,586∙36,72=645,76

Расчет затрат на исследование

Определяем время затраченное на замер забойного давления при фонтанной эксплуатации

Т_общ=Т_пр+Т_иссл. =5,4∙6,8=36,72

2. Определяем стоимость этого замера на авто Газ – 66

С_общ = С_пр + С _иссл. =209+71,7=281

Расчеты по определению стоимости проведенных всех остальных гидродинамических исследований аналогично, результаты снесены в таблицу №5.1

Таблица № 5.1