Технологическая схема разработки Приобского месторождения
Основные направления контроля разработки Приобского нефтяного месторождения. Методы исследований добывающих скважин и пластов. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей. План гидродинамических исследований и гидропрослушивания в скважинах.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.05.2012 |
| Размер файла | 48,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
1.1 Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений
При обосновании и осуществлении систем контроля и регулирования необходимо учитывать ряд особенностей, выявленных в процессе разработки Приобского месторождения. К ним относятся: крупные размеры залежей, несформированность системы воздействия, сложное геологическое строение и резкая изменчивость свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, низкая продуктивность значительной доли коллекторов.
Последнее обстоятельство обусловило необходимость применения специальных решений, таких как объединение двух-трех объектов для совместной эксплуатации единой сеткой скважин, переход на более интенсивную систему заводнения (площадная девятиточечная вместо блоковой трехрядной), массовое внедрение гидроразрыва пластов на большей части эксплуатационного фонда.
Нефтеносные горизонты отличаются невыдержанностью по площади месторождения, в связи с чем имеются скважины, вскрывшие как один из объектов, так и три или два, причем в различных комбинациях. Совместное освоение их диктует необходимость контролировать вклад каждого в объем добычи или закачки по скважинам.
На участках кустов 201-203 Правого берега, где было начато формирование запроектированной системы с плотностью 25 га/скв, имеется несколько элементов с расстоянием между скважинами 250 м (6,25 га/скв). На них необходимо провести комплексные исследования, направленные на сопоставление характера взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса разработки с аналогичными показателями элементов проектной системы.
В последнее время на месторождении была исследована возможность повышения отборов нефти за счет эксплуатации скважин при забойном давлении значительно ниже давления насыщения. Были получены обнадеживающие результаты, на основании которых в настоящем проекте предусматривается поддерживать забойное давление в добывающих скважинах на уровне 50 атм. Давление на забое нагнетательных скважин запроектировано на уровне 380 атм.
В свете предусмотренных в настоящей работе технологических решений, основными направлениями контроля разработки Приобского месторождения являются:
отслеживание технологических параметров работы скважин, определение дебита и обводненности продукции;
контроль технического состояния и режима работы скважинного оборудования;
контроль технического состояния эксплуатационной колонны, цементного камня и затрубного пространства;
уточнение интервалов перфорации;
выявление работающих и обводняемых интервалов;
контроль профилей отдачи и приемистости в скважинах;
определение долей добычи из совместно эксплуатируемых пластов в продукции по каждой совместной скважине;
уточнение добывных возможностей скважин, фильтрационных параметров пластов и призабойной зоны скважин;
контроль энергетического состояния залежей нефти;
исследование скорости и направления фильтрационных потоков;
оценка текущего характера насыщения разрабатываемых пластов;
изучение физико-химических свойств жидкостей и газов;
контроль распределения остаточных запасов нефти в объеме продуктивных пластов.
Ввиду широкого применения на Приобском месторождении совместной эксплуатации пластов добывающими скважинами и совместной закачки в пласты АС10 и АС11, крайне важно регулярно проводить исследования с целью получения надежной информации об объемах добычи и обводненности жидкости, притекающей в скважины из отдельных пластов. Так же важно постоянно контролировать объемы воды, нагнетаемой в каждый пласт. Причем такие исследования необходимо проводить в скважинах неоднократно по мере формирования системы разработки, когда гидродинамический режим претерпевает существенные изменения во времени, и особенно - до и после проведения в скважинах ГРП и иных мероприятий (приобщение, дострел пластов).
Как показано в разделе 3.2.1, за последние годы успешными операциями ГРП было охвачено более половины фонда скважин, дававших добычу. На перспективу планируется полный охват добывающих скважин воздействием ГРП. Таким образом, данный вид воздействия уже внёс, и будет вносить весьма заметное влияние на свойства призабойных зон скважин (увеличение их приведенного радиуса), что коренным образом изменяет картину фильтрации, которая была обусловлена только их исходными коллекторскими характеристиками и результатами бурения скважин.
Без накопления данных о вовлечении в процесс разработки совместно эксплуатируемых объектов по каждой скважине невозможно осознанно и эффективно управлять разработкой и впоследствии достоверно оценивать важнейшие характеристики этого процесса - уровни компенсации отбора жидкости закачкой и достигнутые коэффициенты извлечения нефти по пластам - и локализовать остаточные запасы нефти, пусть даже и с привлечением самого современного компьютерного моделирования. Поэтому при составлении конкретных программ промысловых исследований следует учитывать, эксплуатируют ли скважины только один объект или совместно два-три объекта.
Решение указанного круга задач основывается на применении следующих методов:
гидродинамические методы исследований скважин и пластов,
промыслово-геофизические методы контроля,
физико-химические методы исследований продукции скважин.
Необходимо отметить, что объем и достоверность информации о пласте и залежи в целом существенно повысятся, если изучение объекта будет иметь комплексный характер, включать в себя как геофизические, так и гидродинамические исследования пластов и скважин. Каждый из перечисленных видов исследований в комплексе позволяет решать определенный круг задач, дополняющих друг друга. Поэтому для Приобского месторождения следует предусмотреть совместное проведение гидродинамических и геофизических исследований по единым программам. Интерпретация результатов таких исследований позволит значительно повысить уровень представлений о процессах разработки месторождения и построить более точные модели резервуаров.
Следует указать, что каждый из перечисленных методов исследований в условиях низкопроницаемых пластов имеет свои особенности, которые необходимо учитывать при планировании.
1.1.1 Гидродинамические методы исследований скважин и пластов
Гидродинамические исследования пластов Приобского месторождения направлены на решение следующих задач:
Оценка гидродинамической связи по пласту и выявления непроницаемых границ
Определение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта и оценка их изменения по площади и во времени в процессе эксплуатации
Установление характера зависимости фильтрационных свойств от забойных давлений в добывающих и нагнетательных скважинах
Оценка состояния призабойной зоны скважины.
Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов имеют важные как технологические, так и методические особенности. Скважины, вскрывающие низкопроницаемые коллектора, являются малодебитными и работают, в большинстве случаев, в периодическом режиме (как при фонтанном, так и при механизированном способах эксплуатации). Традиционные методы гидродинамических исследований, такие как методы восстановления давления и установившихся отборов в большинстве случаев неприменимы для исследований малодебитных скважин. Причиной этого является невозможность соблюдения технологий исследований скважин указанными методами, в частности, невозможность создания нескольких или хотя бы одного устойчивого режима работы добывающей скважины.
На Приобском месторождении может использоваться комплекс гидродинамических исследований скважин с применением глубинных высокоточных дистанционных манометров, разработанный центром «Информпласт» (ВНИИнефть). Он включает в себя:
Метод прослеживания уровня с интерпретацией, основанной на приближенном решении Маскета.
Метод восстановления давления после заполнения ствола скважины.
Метод регистрации произвольного изменения давления с интерпретацией по методу наилучшего совмещения.
Гидропрослушивание скважин.
Традиционные методы исследований для относительно высокодебитных скважин:
исследования на режимах
метод восстановления давления
Метод прослеживания уровня.
Этот метод широко применяется в российской практике. Основан на регистрации кривой восстановления забойного давления с помощью глубинного манометра или с помощью эхолота. В результате обработки этой кривой определяется коэффициент продуктивности.
Разработанная центром «Информпласт» (ВНИИнефть) для низкопроницаемых коллекторов новая методика интерпретации кривых восстановления уровня /3, 4/ основана (как и традиционные методики) на приближённом решении Маскета.
Методика включает в себя три новых метода:
аналитический
интегральный графоаналитический в сочетании с известным дифференциальными методом
метод наилучшего совмещения.
Эти три метода дополняют друг друга, но могут использоваться и самостоятельно. На Приобском месторождении возможно совместное и отдельное использование указанных методов.
Для определения искомых параметров аналитическим методом достаточно иметь любой отдельный участок кривой, даже может быть неизвестно время, когда происходило возмущение пласта. С увеличением продолжительности прослеживания кривой будет возрастать точность определения параметров. Метод обработки кривых прослеживания требует незначительного объема вычислений и может использоваться для оперативной обработки в промысловых условиях.
Интегральный метод дает возможность строить индикаторную диаграмму, устраняя разброс фактических точек.
При значительном разбросе точек на кривой прослеживания или медленном восстановление давления (таком, что изменение давления становится соизмеримым с погрешностями замеров) единственным методом, позволяющим провести обработку такой кривой, является метод наилучшего совмещения.
Метод восстановления давления после заполнения ствола скважины
Исследования пластов Приобского месторождения методом восстановления давления имеют ряд специфических особенностей. Это объясняется наличием на месторождении большого числа скважин, по своим продуктивным характеристикам способных работать только при периодическом фонтанировании.
Следует отметить, что при постоянном фонтанировании согласно обычной технологии скважина закрывается для регистрации кривой восстановления давления (КВД) после последнего режима исследований методом установившихся отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъема уровня до устья скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования /4/. Определение момента времени закрытия скважины производится по кривой роста забойного давления после предыдущего периода фонтанирования.
Скважина закрывается в момент, когда забойное давление достигает значения, соответствующего началу фонтанирования. Это значение определяется по нескольким циклам периодической работы скважины при исследованиях ее методом прослеживания уровня. Продолжительность регистрации КВД на Приобском месторождении при исследованиях низкопроницаемого пласта АС12 должна составлять не менее 4-5 суток, а при исследованиях более проницаемых пластов АС10, АС11- не менее 1-2 суток.
Обработка кривых восстановления давления в добывающих скважинах производится обобщенным дифференциальным методом (ОДМ) /11, 19, 22/. Этот метод позволяет в полной мере учитывать историю работы скважины до ее остановки, переменность дебита во времени и продолжающийся приток в скважину после ее остановки. Следует обратить внимание на то, что никакими другими методами, изложенными в отраслевых руководствах, невозможно обработать кривые восстановления давления, регистрируемые на Приобском месторождении в периодически фонтанирующих скважинах.
Процедура обработки КВД заключается в следующем. По каждой скважине в процессе исследований до ее закрытия на КВД регистрируется несколько циклов изменения всех замеряемых параметров: забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений, дебита в замерной установке на поверхности (ЗУ). В цикл входит время падения забойного давления в процессе фонтанирования и время роста забойного давления при подъеме уровня в стволе скважины после прекращения фонтанирования.
По всем имеющимся кривым прослеживания уровня (давления) определяется коэффициент продуктивности по методике, рассмотренной выше, и рассчитывается дебит притока из пласта на весь период исследований до момента закрытия скважины. Затем по фактическим кривым изменения всех замеряемых параметров определяются средние значения времени фонтанирования; времени подъема уровня до устья с момента прекращения фонтанирования; забойного давления, при котором начинается фонтанирование, и забойного давления, при котором начинается подъем уровня.
По определенным характеристикам и коэффициенту продуктивности рассчитываются усредненные кривые притока из пласта на некоторый период времени работы скважины, предшествующий началу исследований. Как показали расчеты, этот период должен составлять 5-6 суток. Далее предполагается, что всё предшествующее время скважина работала с постоянным дебитом, получаемым путем осреднения за период исследований. Вся полученная история работы скважины закладывается в обработку КВД обобщённым дифференциальным методом. В результате обработки определяются гидропроводность пласта, скин-фактор, и пластовое давление. При известной эффективной толщине пласта могут быть определены проницаемость и пьезопроводность пласта.
Если в скважине проводился гидроразрыв пласта (ГРП), то для обработки КВД, зарегистрированной после ГРП, может использоваться, например, модель пласта с вертикальной трещиной конечной протяженности. Для обработки может применяться метод наилучшего совмещения. Алгоритм обработки представляет собой итерационный процесс варьирования определяемых параметров до максимально возможного совмещения фактической и расчетных кривых. Хорошее совмещение кривых указывает на соответствие выбранной модели, т.е. на наличие в пласте трещины. В результате обработки КВД определяются фильтрационные параметры удаленной зоны пласта и длина образовавшейся трещины.
Метод регистрации произвольного изменения давления с интерпретацией по методу наилучшего совмещения
Исследования заключаются в прослеживании за изменением забойного давления (уровня) в течение достаточно длительного промежутка времени, включающего в общем случае периодическое фонтанирование, периоды подъема уровня в стволе при открытом устье скважины и восстановления забойного давления в закрытой заполненной скважине. На всем протяжении исследований кроме забойного замеряются также устьевые давления и объем отбираемой из скважины жидкости. Эти данные используются для уточнения дебита притока из пласта на каждый момент времени, формулы расчёта которого приводятся ниже.
Обработка ведется по методу наилучшего совмещения кривой изменения забойного давления с точным решением уравнения пьезопроводности для той или иной модели пласта /11, 19, 22/.
Дебит аппроксимируется либо ступенчатой, либо ломаной линией. При периодическом фонтанировании и отсутствии индивидуальных устройств замера дебита задать достоверную историю работы скважины до начала исследований не представляется возможным. В этом случае вся история сводится к заданию продолжительности периода работы скважины и ее среднего дебита в это время. Очевидно, что обе эти величины будут весьма далеки от истинных средних значений.
Чтобы исключить или, по крайней мере, уменьшить влияние приближенности продолжительности и дебита предыстории на определяемые параметры, они могут быть включены в число неизвестных наряду с гидропроводностью пласта, скин-фактором и пластовым давлением. При надлежащим образом заданных начальных приближениях все пять параметров по методу наилучшего совмещения определяются однозначно. Заметим, что поиск продолжительности и дебита предыстории позволяет косвенно учесть влияние интерференции скважин.
Для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами необходимо использовать специальную процедуру уточнения дебита скважин. В малодебитных скважинах дебит, измеренный на поверхности, не соответствует дебиту на забое. Это явление обусловлено периодическим фонтанированием скважины, сопровождающимся постоянными перетоками жидкости в стволе скважины между трубным и затрубным пространствами. Даже суточные измерения дебитов скважины на поверхности могут иметь значительные погрешности. В этом случае более достоверным будет определение дебита расчетным способом /5/.
(9.1)
где: t - интервал времени, в пределах которого определяется дебит; Vзу - объем жидкости, прошедший за интервал времени t через замерную установку на поверхности; Vтр - объем жидкости, поступивший за интервал времени t в насосно-компрессорные трубы; Vзатр - объем жидкости, поступивший за интервал времени t в затрубное пространство.
Объем Vзу замеряется по счетчику на замерной установке, а объемы, поступившие в трубное и затрубное пространства, рассчитываются по формулам:
, (9.2)
, (9.3)
где: ж - плотность притекающей из пласта жидкости; pзаб - изменение забойного давления за интервал времени t; pбуф и pзатр - изменения буферного и затрубного давлений за интервал времени t; f и F - площади сечений, соответственно трубного и затрубного пространств; g - ускорение свободного падения.
Гидропрослушивание скважин
Гидропрослушивание скважин на Приобском месторождении можно проводить по традиционной технологии /11, 22/. При этом на большей части территории месторождения в качестве возмущающей скважины следует использовать только нагнетательные, поскольку малые дебиты добывающих скважин недостаточны для возмущения пласта. Время регистрации кривых реагирования, как показывает опыт исследований на Левом берегу Приобского месторождения, при расстояниях между скважинами 400 - 500 м должно составлять не менее 5-х суток.
Формирование пятиточечного элемента на участке куста 210, расположенном на более продуктивном участке Правобережья, дает возможность провести работы по гидропрослушиванию при создании возмущающего импульса в добывающей скважине. Значения параметра kh в этой части месторождения представляются достаточно высокими для создания значительных импульсов. Такие работы предлагается провести, изменяя режим работы скв. 7789 куста 210, которая вначале примерно 10 дней эксплуатируется при высоком дебите (400 т/сут и более), а затем останавливается на 40 дней.
По предварительной оценке, в наиболее удаленной скважине 8316 (1410 м от скв. 7789) может быть отмечен импульс в 0,27 атм. В более близко расположенных скважинах отклик будет более быстрым и сильным (скв. 21 - 900 м, скв. 7791 - 1000 м). Благодаря расположению реагирующих скважин относительно скважины-источника возмущения, может быть получена информация о площадном распределении проводимости. В целом результаты этих исследований могут дать информацию, необходимую для оценки перспектив процесса заводнения в этой части месторождения с более редкой сеткой скважин, а также для уточнения модели залежей. Их необходимо провести при первой возможности (ориентировочно, весной 2001 г.).
На пятиточечных элементах с уплотненной сеткой (расстояния между скважинами 250 м - кусты 201, 202 и 203) следует провести исследования гидродинамическими методами сообщаемости центральной добывающей скважины с угловыми нагнетательными. На более поздней стадии заводнения целесообразно дополнить их закачкой трассирующих веществ с целью выяснения преимущественных направлений фильтрации.
Подобные исследования необходимо проводить также по мере вовлечения в разработку и других новых площадей месторождения, где достаточно хорошие коллекторские свойства пластов и формируемая сетка скважин позволят это.
Традиционные методы гидродинамических исследований в добывающих скважинах
Традиционные методы гидродинамических исследований, такие, к примеру, как метод восстановления давления после закрытия фонтанирующей скважины и исследования на режимах (метод установившихся отборов) на Приобском месторождении до сих пор были применимы в очень редких случаях. Технология исследований и методы интерпретации в этом случае стандартные /11, 22/.
Вместе с тем, скважинами, пробуренными в последнее время на Правом берегу, вскрыты отложения, имеющие значительно более высокие фильтрационно-емкостные свойства. В частности, относительно высокопродуктивные пласты залегают на площади перспективного участка в районе кустов 208 - 210. На скважинах указанных кустов, имеющих дебит несколько сотен тонн в сутки, планируется выполнить исследования КВД с целью определения продуктивных характеристик и степени загрязнения призабойной зоны (скин-эффекта). Программы исследований скважин на кустах 208 и 210 приведены в конце данной главы.
Подобные исследования необходимо проводить также по мере вовлечения в разработку и других новых площадей месторождения, где достаточно хорошие коллекторские свойства позволят эксплуатировать и исследовать скважины на фонтанном режиме.
Гидродинамические исследования скважин, совместно эксплуатирующих несколько пластов
При совместной эксплуатации нескольких пластов, как это имеет место на Приобском месторождении, из-за наличия низкопроницаемых пропластков, загрязнения части перфорационных отверстий и недостаточного перепада давления приток флюидов происходит лишь через небольшую часть перфорированного интервала. Обычно при проведении гидродинамических исследований таких скважин удается только выявить общий скин-эффект, но невозможно изучить его природу и изменения проводимости пласта по продуктивному разрезу.
В этих условиях исследования, осуществляемые с помощью забойных устройств и датчиков расхода и давления, позволяют изучить истинную картину притока и рассчитать величины скин-фактора с учетом конвергенции притока в скважину, то есть определить фактические работающие интервалы и вклад загрязнения отдельных перфорированных интервалов в общий скин-эффект.
Кроме того, при традиционной технологии исследований, когда закрытие скважины происходит на устье или дебит замеряют на поверхности, регистрация параметров работы скважины страдает от неточностей, связанных с наличием газа и инерционностью потока в стволе скважины. В этом смысле глубинные приборы обеспечивают получение значительно более точной информации.
Исследования проводят спускаемыми приборами с блоком памяти, либо на каротажном кабеле - для регистрации показаний на поверхности. В многопластовых объектах возможны два вида исследований - поинтервальные исследования методом установившихся отборов, применимые главным образом в средне- и высокопоницаемых пластах, и исследования на неустановившихся режимах, результаты которых позволяют установить оптимальную величину дебита по отдельным интервалам.
Применение глубинных отсекателей, позволяющих закрывать скважину вблизи интервала перфорации, с одновременной регистрацией давления глубинным датчиком направлено на устранение основных недостатков, присущих традиционной технологии снятия КВД. Преимуществом использования таких технических средств является то, что исключается влияние столба жидкости и газа в стволе скважины на динамику нарастания давления после остановки. Правда, забойные отсекатели сложны в управлении и могут выйти из строя или не обеспечить полной остановки притока.
Поэтому другим перспективным решением является исследование скважин на установившихся режимах с помощью глубинных датчиков «расход-давление», которые последовательно устанавливают вблизи кровли исследуемых продуктивных интервалов. На основании полученных результатов строят индикаторные кривые для отдельных интервалов, по которым оценивают величины коэффициента продуктивности и пластового давления интервалов. В этом случае скважину необязательно полностью останавливать, как в случае КВД. Появляется не только возможность изучать профили притока при разных значениях дебита скважины, но и межпластовые перетоки в случае остановке скважины для записи КВД.
Исследование нагнетательных скважин
Для правильного регулирования процесса эксплуатации залежей требуется систематическое наблюдение за изменением пластового давления и параметров фильтрации в нагнетательных скважинах. К гидродинамическим методам исследования нагнетательных скважин относятся манометрия и снятие кривых падения давления.
Исследования КПД, в дополнение к значению среднего пластового давления в окружающей зоне, дают оценку параметра Kh и скин-фактора S в данной скважине. Это дает возможность выявить скважины, уровень закачки в которые не соответствует фильтрационным характеристикам пласта, т.е. требующие проведения стимулирующих обработок, и скважины, в которых в результате закачки выше градиента раскрытия трещин была создана трещина. Кроме того, результаты исследований помогают выявить участки, на которых требуется усилить или снизить поддержание пластового давления.
Поскольку сжимаемость воды очень мала, проводить исследования можно, регистрируя давление на устье, не прибегая к использованию специальной техники и глубинных приборов. Рекомендации по снятию КПД в нагнетательных скважинах на Правом берегу Приобского месторождения приложены в конце данной главы.
Необходимые объемы гидродинамических исследований
Рекомендуемое количество контрольных и пьезометрических скважин
При определении количества необходимых контрольных и пьезометрических скважин на приобском месторождении следует учитывать сложное строение его продуктивных пластов и значительную их неоднородность. Исходя из указанного, и учитывая опыт разработки месторождений Западной Сибири, следует предусмотреть количество пьезометрических и контрольных скважин в объеме 3 % от эксплуатационного фонда скважин.
1.1.2 Промыслово-геофизические методы контроля
В сответствии с требованиями комплексного контроля за разработкой нефтяных месторождений для проведения исследований «состав-приток» на Приобском месторождении рекомендуются следующие промыслово - геофизические методы:
дебитометрия (расходометрия) и индикация притока жидкости в ствол скважины (прибор СТД-2);
термометрия (приборы ТДА, ТЭГ-36, СТЛ-26 и др.);
плотностнометрия, влагометрия, резистивиметрия;
импульсный нейтрон - нейтронный метод (ИННК);
радиоактивные методы (НКТ, ГК) совместно с магнитным локатором муфт;
манометрия.
В качестве специального метода, позволяющего оценить состояние фильтрационных свойств прискважинной зоны пласта и его продуктивность, следует предусмотреть исследования скважин пластоиспытателем (КИИ-95 и др.).
Общие рекомендации по контролю разработки промыслово-геофизическими методами
К основным направлениям использования промыслово-геофизических методов на приобском месторождении относятся:
определение профиля отдачи (приемистости);
выявление работающих и обводняемых интервалов;
изучение технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства;
оценка текущего характера насыщения разрабатываемых пластов;
уточнение интервалов перфорации.
В скважинах с совместной эксплуатацией объектов особое значение имеет выяснение распределения добычи и закачки по объектам и интервалов обводнения методами глубинной потокометрии, мано- и термометрии, ГК и ЛМ. В этой связи при составлении конкретных программ промыслово-исследовательских работ обязательно надо учитывать, вскрыт ли данной скважиной один объект или совместно два или три объекта разработки. В последнем случае выяснение вклада каждого объекта в добычу или закачку является обязательным.
Кроме того, на приобском месторождении регулярно проводятся приобщения, дострелы и перестрелы пластов, в массовом порядке проводятся ГРП и иные мероприятия по регулированию разработки. Поэтому подобные исследования необходимо планировать и проводить не только с предусмотренной периодичностью, но и после каждого капитального ремонта. В таблице 9.2 представлены рекомендуемые виды и периодичность проведения промыслово-геофизических исследований для решения наиболее актуальных задач контроля за разработкой и эксплуатацией месторождения.
Исследования с помощью пластоиспытателя
Поскольку на месторождении осуществляется и предстоит в перспективе значительный объем эксплуатационного бурения, большой массив необходимой информации по скважинам может быть получен именно на этой стадии. Так, с помощью пластоиспытателя на кабеле можно исследовать давления в специально подобранных скважинах как на периферии, так и внутри разбуриваемых участков.
Попытки таких исследований уже были сделаны (в скв. 7789, куст 210), хотя и неудачно. Встреченные осложнения можно будет преодолеть, если применить пластоиспытатель на трубах. При благоприятных обстоятельствах с помощью пластоиспытателя на кабеле можно будет также отобрать глубинные пробы нефти из разных пластов для проведения лабораторных исследований.
Рекомендации по исследованию добывающих скважин
Для контроля за разработкой Приобского месторождения рекомендуется исследовать добывающие скважины в двух направлениях.
Первое из них предполагает применение на части добывающих скважин (до 3 % фонда добывающих скважин) оборудования, применимого при совместной эксплуатации двух пластов. Наиболее приемлемым оборудованием для совместных скважин при механизированной добыче насосами фирмы REDA является система Y-tool, дающая возможность спускать глубинный прибор под насос в работающей скважине без проведения спуско-подъемных операций, то есть намного быстрее, без неизбежных при обычной технологии потерь в добыче и без сильных нарушений существующего гидродинамического режима.
Применение этой системы предоставит возможность контролировать работу совместно эксплуатируемых пластов и учитывать по ним продукцию раздельно. К недостаткам системы Y-tool относится необходимость бурения скважин под эксплуатационную колонну 7''. Вместе с рекомендуемыми физико-химическими методами разделения продукции совместных скважин (см. ниже) использование скважин с системами Y-tool позволит оперативно и надежно контролировать работу каждого из пластов при совместной добыче из них нефти.
Второе направление связано с проведением промыслового-геофизических исследований традиционными методами. Особое место при этом занимают исследования обводненных скважин с главной целью - определить работающие и обводненные интервалы, а также установить наличие затрубного перетока воды в интервал перфорации из соседних обводненных пластов-коллекторов.
При эксплуатации скважин механизированным способом независимо от вида насоса (ЭЦН, ШГН) промыслово-геофизические исследования проводятся после подъема насоса. Для решения этих задач в высокодебитной обводненной скважине (с дебитом более 40-50 т/сут) следует рекомендовать после подъема насоса и задавки скважины солевым раствором проведение радиоактивного каротажа (НКТ, ГК) совместно с термометрией. После освоения скважины эти замеры дублируются с проведением полного комплекса потокометрии совместно с манометрией.
При исследовании низкодебитных механизированных скважин после подъема насоса может быть рекомендовано исследования пакерным плотностномером (например, ГГП-1).
Рекомендации по исследованию нагнетательных скважин
Основной задачей, решаемой методами ГИС в нагнетательных скважинах, является количественное определение расхода нагнетательной воды в целом по скважине и по каждому интервалу перфорации. Основными положениями рекомендуемого варианта разработки предусматривается совместная закачка воды в продуктивные пласты горизонтов АС10 и АС11 Приобского месторождения и индивидуальная - в пласты горизонта АС12.
Основной комплекс ГИС нагнетательных скважин должен включать расходометрию (РГД-4, РГД-5, РГТ-1, и др.), термометрию (ТЭГ-36, ТДА и др.), локацию муфт, гамма-метод (нейтронный метод - НКТ).
В качестве дополнительных методов ГИС, позволяющих уточнить интервалы поглощения нагнетаемой воды и определиться с затрубными перетоками воды в соседние неперфорированные проницаемые интервалы, может быть использована закачка меченой жидкости (Вг82, Nа24, J131, Fе59 и др.). При этом наиболее целесообразна закачка обычного раствора хлористой соли (NаСl, СаСl2) с минерализацией 150-250 г/л. Интервалы поглощения воды в этом случае определяются по замерам нейтрон-нейтронным методом (НКТ).
При общем расходе воды в диапазоне 100-350 м3/сут запись РГД-4 должна дублироваться замером РГТ-1. При расходе воды менее 100 мз/сут замер РГТ-1 дублируется записью ДГД-8. Ежегодный охват исследованиями нагнетательных скважин должен составлять не менее 50% действующего фонда.
Применяемые гидродинамические дебитомеры (расходомеры) для исследования добывающих и нагнетательных скважин должны соответствовать следующим основным требованиям /8/:
коэффициент нелинейности градуировочной характеристики в рабочем диапазоне дебитов (расходов) не должен превышать 3 %;
динамический диапазон дебитомера (отношения максимального измеряемого дебита к минимальному) должен быть не менее 10 - для пакерных приборов и 50 - для беспакерных приборов);
нижний предел измерения пакерных приборов не должен превышать 5мз/сут, для беспакерных приборов (снабженных центраторами) -20мз/сут;
коэффициент пакеровки прибора при изменении внутреннего диаметра колонны должен быть не менее 0,5 и стабильным с погрешностью 5 %;
амплитуда полезного сигнала должна превышать уровень помех не менее чем в 5 раз.
Контроль за текущим характером нефтенасыщенности и выработки запасов нефти
Основными направлениями контроля за выработкой запасов нефти следует признать:
определение работающих толщин скважин,
определение заводняемой толщины пласта,
оценку остаточной нефтенасыщенности обводненного коллектора.
Определение работающих толщин пластов производится путем исследования профиля притока. Определение заводняемой толщины пласта в механизированной скважине возможно методами радиометрии (ИННКТ, НКТ, ГК) с использованием солевых закачек (МаСl, КСl - С=150-250 г/л). При этом снимают фоновый замер, затем - замер после закачки солевого раствора, и третий замер - после отработки скважины компрессором с одновременными исследованиями потокометрией с обязательным проведением замеров термокондуктивным дебитомером, термометром и плотностномером (ГГМ-1). Данная технология определения заводняемой толщины является трудоемкой и дорогостоящей и поэтому может использоваться в весьма ограниченном количестве скважин.
Для определения остаточной нефтенасыщенности и минерализации воды в обводняемых интервалах может быть рекомендована технология продавки в пласт солевого раствора. Проведение работ по этой технологии на скважине включает в себя: предварительное исследование скважины на приемистость, последующую отработку скважины, ее глушение, закачку солевого раствора в заданный интервал, продавливание солевого раствора в исследуемый пласт, промывку ствола, вызов притока и проведение геофизических измерений. При исследовании скважины на приемистость в пласт продавливается жидкость, находящаяся в стволе скважины, в объеме 0,5-1,0 м3.
Давление нагнетания не должно превышать 80 % от давления гидроразрыва. При отсутствии приемистости в скважине проводятся мероприятия по очистке призабойной зоны пласта от жидкости, закачанной в пласт при исследовании на приемистость. Общее количество солевого раствора для проведения одной закачки рассчитывается перед исследованиями. Минерализация солевых растворов для закачки должна быть не менее 100 кг/м3.
Технология предусматривает проведение однократных и многократных закачек. Однократная закачка применяется при самостоятельном решении отдельных качественных задач: выделение работающих толщин пласта и интервалов обводнения. Многократная закачка выполняется отдельными порциями, что позволяет проследить во времени вытеснение пластового флюида в зависимости от объема закачки. По окончании всего цикла закачки восстанавливается циркуляция жидкости, скважина промывается нефтью и вызывается приток флюида из пласта.
Исследования на скважине включают проведение измерений комплексом геофизических методов, измерений расхода и плотности жидкости при закачке и вызове притока. Комплекс геофизических методов включает: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, гамма-каротаж, нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, термометрию, расходометрию, резистивиметрию, плотностнометрию, барометрию, локацию муфт.
Для определения текущего коэффициента нефтенасыщения в обсаженных, в том числе перфорированных скважинах может быть рекомендован метод волнового акустического каротажа (ВАК). Технология основана на принципиально новом подходе при комплексной интерпретации геофизических методов с использованием кинематических параметров продольных и поперечных волн, нейтронной и объемной пористости, плотности, глинистости и литологии пород.
На основе этих параметров рассчитывается комплексный параметр - индекс динамической сжимаемости пород (ИДС), который функционально связан с насыщением пород. Физической основой методики интерпретации является различие сжимаемости флюидов (нефть, газ, вода) в поровом пространстве пород.
В силу своей физической основы ВАК, в отличие от электрических методов, незначительно зависит от минерализации пластовой воды, не зависит от типа бурового раствора, характера смачиваемости коллектора, наличия обсадной колонны - тех условий, которые ограничивают возможности метода удельного электрического сопротивления и импульсного нейтронного метода при оценке насыщения. Технология базируется на стандартной скважинной и регистрирующей аппаратуре, выпускаемой в России, которой оснащено большинство геофизических предприятий отрасли.
Физико-химические методы контроля и разделения продукции совместных скважин
Для контроля и разделения продукции скважин, эксплуатирующих несколько пластов, с достаточно высокой эффективностью может быть применен метод определения содержания в сырых нефтях металлов и серы при помощи рентгено-спектральной и атомно-абсорбционной спектрометрии.
Апробация данного метода на Приобском месторождении была проведена сотрудниками ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» (ныне подразделение ЮганскНИПИнефть). В основу работы были положены исследования физико-химических свойств нефтей отдельных пластов на разрабатываемой площади Левого берега /37/. Для этого были проведены лабораторные исследования отобранных проб. В ходе исследований были определены следующие физико-химические характеристики:
концентрация ванадия; концентрация серы;
интенсивность рассеянного комптоновского излучения от пробы нефти;
интенсивность рассеянного когерентного излучения от пробы нефти;
коэффициент светопоглощения нефти;
дополнительный параметр R, представляющий собой отношение когерентного и комптоновского излучений.
При статистической обработке результатов исследований были выявлены различия в физико-химических свойствах пластовых нефтей различных горизонтов. Полученные статистические зависимости позволили разделить продукцию совместных скважин.
Всего авторами работы /37/ были рассмотрены данные по 24 скважинам пласта АС10, 16 скважинам пласта АС11, 36 скважинам пласта АС12 и 51 совместной скважине. Результаты работы по оценке долей притока флюида из пластов в совместные скважины приведены в приложении 9.1.
По результатам лабораторных исследований проб нефти раздельных скважин были построены карты распределения содержания ванадия и серы по площади месторождения. Полученные результаты лабораторных исследований были обработаны статистическими методами, с целью решения задачи "распознавания образов". Для этого был использован дискриминантный метод анализа. В общем случае дискриминантный метод позволяет вычислить некоторую разделяющую линейную «разделяющую» функцию F, помогающую принять решение об относительном расположении объекта в многомерном пространстве. Иными словами, вычислив значение разделяющей функции по физико-химическим свойствам конкретной пробы нефти, можно судить о принадлежности ее к тому или иному множеству.
Таким образом были обработаны раздельные скважины пластов в попарной комбинации: АС10-АС11; АС10-АС12; АС11-АС12; АС10-АС11+АС12. Расчет производился не по всем замеренным физико-химическим свойствам, а лишь по концентрациям ванадия и серы.
Анализ приведенных результатов позволяет судить о степени родства нефтей. Наиболее сильно естественно отличаются нефти пластов АС10 и АС12, нефти пластов АС11 и АС12 наиболее сходны между собой. Это объясняется вполне однозначно схожими условиями формирования залежей. Нефть пласта АС10 существенно отличается и от нефти пласта AC11. Такое различие проб АС10 от проб AC11 и АС12 сделало возможным анализ совместных скважин, дренирующих все три пласта.
Процесс вычисления доли нефти пласта АС10 в продукции совместных скважин, дренирующих пласты АС10-АС12, производится следующим образом.
1. Строятся карты распределения разделяющих функций по каждому из пластов отдельно.
2. Далее, на основании этих карт вычисляются вероятные значения функций в точках расположения совместных скважин.
3. Вычисляется значение разделяющей функции в совместной скважине, подставив соответствующие концентрации ванадия и серы, полученные по результатам лабораторных исследований пробы нефти из этой скважины.
4. Определяется доля жидкости из пластов с использованием разделяющей функции (это возможно вследствие линейности разделяющей функции и свойством ее аддитивности).
Методика разделения продукции совместных скважин с тремя продуктивными пластами заключается в следующем. Вначале определяется доля пласта АС10 в совместной продукции на основании построений разделяющей функции АС10 - АС11+АС12. При этом пласты АС11 и АС12 рассматриваются как единое целое и все вычисления проводятся по описанному выше алгоритму. Определяется содержание ванадия и серы в нефти пласта АС10 и вычисляется концентрация микрокомпонентов в продукции уже только АС11 и АС12 пластов. Таким образом, скважина рассматривается уже как совместная скважина пластов АС11 и АС12, дальнейший расчет проводился стандартно.
Проведенные на Приобском месторождении промысловые работы показали, что описанные методики позволяют достаточно надежно разделять продукцию пластов. Таким образом, их следует рекомендовать для контроля эксплуатации совместных скважин на разрабатываемой площади Левого берега.
Следует отметить, что в связи с массовым разбуриванием залежей на Правобережье, необходимо подтвердить физико-химические свойства нефти и исследовать их изменчивость как по площади (т.е. сравнить данные по Левому и Правому берегу), так и по разрезу (т.е. по объектам AC10 - AC11 - AC12).
1.2 Регулирование процесса разработки нефтяных залежей
Планирование мероприятий, направленных на регулирование разработки каждого из отдельных объектов, должно основываться на результатах оперативного контроля и анализа промысловых данных. Поэтому основой всякого регулирования является, во-первых, постоянно пополняемая база надежных и представительных данных по всему спектру задач, указанных в данном разделе, и, во-вторых, постоянное обновление и уточнение существующих представлений как о геологическом строении залежей, так и о гидродинамических процессах, которые протекают в них в ходе разработки.
Совокупность этих представлений складывается в модель, которая может существовать в той или иной форме: на бумаге, в воображении работающих на месторождении специалистов или с привлечением современных специализированных компьютерных реализаций, вплоть до постоянно-действующих моделей. В частности, использование компьютерного моделирования даёт возможность наиболее полно и всесторонне учесть всю имеющуюся информацию о пластах и процессах разработки и наиболее обоснованно планировать мероприятия. Компьютерные модели основных объектов Приобского месторождения созданы в последнее время в ЗАО «ИЦ ЮКОС» и были использованы при подготовке данного проекта.
Регулирование разработки предполагает воздействие на залежи нефти посредством различных геолого-технических мероприятий на существующих добывающих и нагнетательных скважинах в рамках имеющейся системы разработки, а также целенаправленное изменение самой системы. Первое осуществляется в рамках реализации принятых проектных решений, второе - при их пересмотре. Технологическими решениями, рекомендованными в данном документе, являются: разработка всех объектов с применением площадной 9-точечной системы с плотностью 25 га/скв с раздельной закачкой в пласты АС10+АС11 и АС12 и продолжение формирования проектной системы на разрабатываемых площадях. Для регулирования разработки Приобского месторождения при реализации этих решений рекомендуется следующий комплекс работ на скважинах.
Основными мероприятиями по добывающим скважинам являются:
массовое применение ГРП в скважинах,
обеспечение низких забойных давлений (значительно ниже давления насыщения)
организация более интенсивных площадных систем заводнения, возможный переход в последующем на пятиточечную систему заводнения и организация на отдельных участках месторождения очагового заводнения,
применение различных технологий воздействия на ПЗП для стимулирования притока флюидов,
приобщение нерентабельных пластов (интервалов разреза) для совместной эксплуатации,
в перспективе переход на одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких пластов одной скважиной,
применение мощных перфораторов.
В числе основных мероприятий по нагнетательным скважинам следует указать следующие:
улучшение качества закачиваемой воды,
раздельная закачка воды в пласты АС10 + АС11 и АС12,
сокращение срока отработки нагнетательных скважин до 1 года и менее,
периодические ОПЗП (кислотами и растворителями) с целью увеличения приемистости,
изменение направления фильтрационных потоков путем изменения режимов работы нагнетательных скважин,
применение оборудования для одновременно-раздельной закачки в разные залежи в одной скважине,
закачка реагентов, повышающих охват залежей заводнением (селективное воздействие),
применение реагентов, способствующих улучшению фильтрации воды в низкопроницаемых коллекторах,
закачка оторочек реагентов, повышающих эффективность вытеснения и охват залежи заводнением, например, композиции органических и неорганических растворителей, гелеобразные и осадкообразующие составы (анализ представлен в разделе 3.5).
Проведение водоизоляционных работ обводненных интервалов.
Эксплуатация скважин Приобского месторождения предусматривает изоляцию обводнившихся пластов/пропластков. Для выявления интервалов обводнения в перфорированных пластах действующих добывающих скважин используется широкий комплекс различных методов. Эти методы можно подразделить на четыре группы:
методы, изучающие пласт, - ИНК, НК-Т, НГК, ГК;
методы, изучающие состав смеси в стволе скважины, - ГГП, резистивиметрия, диэлектрическая влагометрия, кислородный каротаж скважинной жидкости КАНГК и др.;
механическая и термокондуктивная дебитометрия;
термометрия.
Для определения источников обводнения минерализованной водой используются в основном следующие методы: гамма-плотнометрия жидкости с пакерным прибором; механическая дебитометрия; термокондуктивная дебитометрия; термометрия; импульсный нейтронный каротаж; гамма-каротаж. В качестве дополнительных методов могут быть использованы диэлектрическая влагометрия жидкости, кислородный каротаж жидкости, закачка в пласт меченого вещества, гамма-цементометрия и акустическая цементометрия, локация перфорированного интервала, пьезометрия.
Разделение в перфорированных объектах обводненных и необводненных нефтеносных пластов методами промысловой геофизики практически всегда возможно, но в сложных ситуациях могут потребоваться весьма трудоемкие и дорогостоящие исследования, остановка скважины и временная эксплуатация ее с помощью компрессора. Наиболее сложным является случай изучения скважин, оборудованных ЭЦН и обводняющихся пресными водами. Выделение обводненных пластов в такой обстановке наиболее надежно методом меченого вещества (закачка минерализованной воды, установка радиоактивных пуль, и т.д.).
Технология водоизоляционных работ принципиально состоит в следующем. Производится глушение и промывка скважины жидкостями соответствующей плотности для создания противодавления на пласт. В зоне интервала проведения изоляционных работ устанавливаетя пакер. Через НКТ, спущенные до зоны интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивается изоляционная композиция. Доводят композицию до башмака НКТ, закрывают затрубное пространство и продавливают композицию в пласт. Через 8 - 10 часов скважину осваивают по утвержденному плану.
В настоящее время испытаны и производятся десятки композиций, обеспечивающих изоляцию водопритоков из продуктивных пластов. Их выбор и рецептура для конкретных геолого-физических условий Приобского месторождения будет осуществлен на этапе проведения таких работ по скважинам месторождения. Среди этих композиций можно в качестве примера выделить следующие классы.
1. Водоизоляционные композиции на основе этилсиликатных смол.
Водоизоляционная композиция на основе этилсиликата (ЭТС-40; 18; 32; конденсата), синтетической виноградной кислоты (СВК) и хлорида кальция.
Водоизоляционная композиция на основе этилсиликата и гидрофобной кремнеорганической жидкости (ГКЖ-10; ГКЖ-11).
Гидрофобизирующий состав на основе кремнеорганических соединений. При вытеснении нефти водой на обводнение скважины большое влияние оказывает фазовая проницаемость прискважинной зоны пласта. При одинаковой физико-химической характеристике нефтяной и водяной части пласта скорость продвижения пластовой воды будет тем больше, чем гидрофильнее поверхность порового пространства и, наоборот, тем меньше, чем эта поверхность обладает гидрофобными свойствами. Для гидрофобизации поверхности пористой среды ПЗП предлагается использовать состав на основе кремнеорганических соединений.
Водоизоляционная композиция на основе этилсиликата и каустической соды.
Подобные документы
Геологическая характеристика Приобского месторождения: строение, нефтеносность, продуктивные пласты, водоносные комплексы. Основные технико–экономические показатели разработки Приобского месторождения. Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
курсовая работа [120,4 K], добавлен 23.07.2011Характеристика текущего состояния разработки Южно-Приобского месторождения. Организационная структура УБР. Техника бурения нефтяных скважин. Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
отчет по практике [1,5 M], добавлен 07.06.2013Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Копей-Кубовского месторождения. Классификация эмпирических методов прогнозирования процесса обводнения и нефтеотдачи пластов. Этапы расчёта процесса обводнения по методике М.М. Саттарова.
курсовая работа [935,5 K], добавлен 17.01.2011Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.
дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009
