2020-04-07
761
Эффективный контроль за процессом извлечения нефти из пласта – основа рациональной его разработки. Поэтому, планирование применения методов и средств контроля за процессом извлечения нефти имеют большое значение. Получаемая информация о фильтрационно-емкостных свойствах разрабатываемых пластов, их текущем нефтегазонасыщении, состоянии флюидов, характере выработки позволяет своевременно скорректировать и оптимизировать систему разработки как по отдельным объектам, так и по месторождению в целом.
Контроль процессов разработки месторождения предполагает ведение мониторинга основных показателей разработки – добычи нефти, обводненности продукции, закачки воды и т.д. Неотъемлемым звеном информационного обеспечения систем разработки месторождений нефти и газа является комплексное изучение эксплуатируемых пластов и скважин прямыми методами (геофизическими, гидродинамическими, физико-химическими, промысловыми).
При определении и планировании объемов промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследовательских работ по контролю за разработкой (табл. 11.1, 11.2) на Загорском месторождении за основу приняты:
|
|
|
¾Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) – «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», Москва, 2002 г.
¾Руководящий документ (РД 39-100-91) – «Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений», 1991 г.
Контроль процесса разработки объектов участка заключается в:
¾ оценке технического состояния скважин;
¾ выборе оптимальных вариантов извлечения нефти;
¾ прогнозировании результатов планируемых ГТМ;
¾ контроле за работой технологического оборудования;
¾ принятии мер по улучшению состояния разработки;
¾ контроле энергетического состояния залежей;
¾ изучении физико-химических характеристик пластовых флюидов.
Таблица 11.1 – Программа исследовательских работ по контролю за разработкой Загорского месторождения
| Категория скважин | Контролируемые параметры | Способы и методы исследований | Охват исследованиями, % | Периодичность исследований | ||
| 1. Контроль за освоением скважин | ||||||
| Добывающие, вышедшие из бурения, кап.ремонта, после ГТМ, при переводе на мех.добычу, после РИР, ОПЗ | Интервал перфорации, работающие интервалы, коэффициенты продуктивности, гидропроводности, совершенство вскрытия пласта (скин-фактор) | Метод термометрии, магнитного локатора перфорационных отверстий, расходометрии, индикатора притока, влагометрии. Методы КВД,ИД. | В случае, когда не получен ожидаемый эффект (ожидаемая продуктивность, выход на режим, незакономерное обводнение). | Разовые
| ||
| Нагнетательные, вышедшие из бурения, при кап.ремонте, после ГТМ | Интервал перфорации, величины приемистости, приведенный радиус скважины, скин-фактор, интервалы поглощения воды, наличия заколонной циркуляции | Методы термометрии, магнитного локатара перфорационных отверстий, расходометрии. Методы снятия кривых восстановления и падения давления (уровня) и установившихся отборов. | В случае, когда не получен ожидаемый эффект (ожидаемая продуктивность, выход на режим, незакономерное обводнение). | Разовые | ||
| 2. Контроль за техническим состоянием скважин | ||||||
| Добывающие | Принимающий и отдающий интервалколонны, интервал перетока, интервал притока воды, глубина забоя, глубина насоса, уровня жидкости, работающих клапанов | Методы расходометрии, термометрии, меченной жидкости, гамма-каротаж, методы на состав жидкости, магнитный локатор муфт, эхолоты, шумомеры (акустические), иддикаторы притока | При наличии отклонения в работе скважины | Разовые | ||
| Нагнетательные | Принимающий и отдающий интервал колонны, интервал перетока, глубина забоя. | Методы расходометрии, термометрии, меченной жидкости, гамма-каротаж, магнитный локатор муфт | При наличии отклонения в работе скважины | Разовые | ||
| 3. Контроль технологических параметров работы скважин и физико-химической характеристики пластовых флюидов | ||||||
| Добывающие | Дебит жидкости | Объемный метод на автоматизированных замерных установках типа "Спутник" | 100 | 1 раз в неделю | ||
| Газовый фактор | Объемный метод | Опорная сеть | 1 раз в год | |||
| Обводненность | Отбор проб жидкости с устья и лабораторный анализ | 100 | 1 раз в неделю | |||
| Поверхностные и глубинные пробы нефти | Физико-химический анализ нефти | По спец.программе | Ежегодно | |||
| Поверхностные и глубинные пробы воды | Полный и компонентный состав воды | 100 | 1 раз в квартал | |||
| Нагнетательные | Приемистость | Объемный метод, счетчики расхода | 100 | 1 раз в неделю | ||
| Качество закачиваемой в пласт сеноманской воды | Отбор проб на содержание ТВВ, железа и нефтепродуктов | 100 | 1 раз в 2 недели | |||
| Дебит воды | Объемный метод, счетчики воды | 100 | 1 раз в квартал | |||
| Продолжение таблицы 11.1 | ||||||
| 4. Контроль за энергетическим состоянием залежи | ||||||
| Добывающие | Забойное давление (динамический уровень) | Барометрия, определение уровня жидкости в скважине | 100 | 1 раз в месяц | ||
| Пластовое давление (статический уровень) | Барометрия, определение статического уровня | 100 | 1 раз в квартал | |||
| Устьевое давление (буферное, затрубное и в межтрубье) | Барометрия | 100 | 1 раз в неделю и при замере Рпл. | |||
| Нагнетательные | Забойное давление | Барометрия | 100 | 1 раз в квартал | ||
| Пластовое давление (статическое буферное давление) | Барометрия | Опорная сеть | 1 раз в квартал | |||
| Устьевое давление | Барометрия | 100 | 1 раз в квартал | |||
| 5. Оценка добывных возможностей скважин и пластов | ||||||
| Добывающие | Коэффициенты продуктивности, гидропроводности | Методы снятия КВД или уровня, установившихся отборов | 100 | После запуска в эксплуатацию из бурения и после ГТМ (разовые) | ||
| Нагнетательные | Коэффициенты приемистости и гидропроводности | Методы снятия кривых падения давления и установившихся отборов | 100 | После запуска в эксплуатацию из бурения и после ГТМ (разовые) | ||
| 6. Контроль за направлением, скоростью фильтрационных потоков и средних параметров пласта | ||||||
| Добывающие и нагнетательные | Направление и скорость фильтрационных потоков | Индикаторные методы контроля, метод гидропрослушивания | По спецпрограмме, составленной компанией совместно с НИИ | |||
| 7. Контроль за выработкой запасов
| ||||||
| Добывающие | Профиль притока, состав притока, определение начальной и текущей нефтенасыщенности, оценка параметров вытеснения | Методы ГИС: потокометрия, термометрия, радиометрия, метод индикаторов и др. | 25 | от 1 раза в год | ||
| Нагнетательные | Профиль приемистости | 100 | от 1 раза в год | |||
Таблица 11.2 – Минимальный комплекс гидродинамических, промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений согласно РД 153-39.0-109-01
| Категория и виды скважин | Виды измерений и исследований скважин | ||||||||||||||||||||||||
| Промыслово-гидродинамические исследования скважин | ГИС | ТПИ, ГИРС, ГХИ | ГИРС | ||||||||||||||||||||||
| Дебит (приемистость жидкости) | Обводненность продукции | Газовый фактор | буферное и межзатрубное давление, Рбуф, Рзатр. | устьевое давление, Руст. | Забойное давление, Рзаб. | Пластовое давление, Рпл. | Метод восстановления давления | Метод установившихся отборов | Профиль поглощения | Пластовая тнмпература | Контроль положения ВНК и оценка изменения нефтенасыщенности | Контроль положения ГНК и оценка изменения нефтегазонасыщенности | Отбор и анализ проб попутной воды | Отбор и анализ глубин. проб нефти | Отбор и анализ поверх. проб нефти | Анализ закачиваемой воды, содержание КВЧ, окоси железа | Обследование технического состояния скважин | ||||||||
| низкодебитные (до 5 т/сут) | среднедебитные (5-25 т/сут) | высокообводненные (25-50 т/сут) | безводные (до 2 %) и высокообводненные (более 90 %) | низко и среднеобводненные (2-90 %) | при Рпл> Рнас. | при Рпл < Рнас. | |||||||||||||||||||
| Систематические замеры | |||||||||||||||||||||||||
| Действующие добывающие |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 1г |
|
| п | |||
| в т.ч фонтанные | 2м |
| 3д | 2м | 1н | 1г | 1м | 3д | 2рн | 1м | 1кв | 1п | 1г | 1г |
|
|
| 1кв |
| 1г |
|
| |||
| ЭЦН | 2м |
| 1н | 2м | 1н | 1г | 1м | 1кв | 1кв | 1м | 1кв | 1п | 1г | 1г |
|
|
| 1кв |
| 1г |
|
| |||
| ШГН | 2м | 1н | 1н | 2м | 1н | 1г | 1м | 1кв | 1кв | 1м | 1кв | 1п | 1г | 1г |
|
|
| 1кв |
| 1г |
|
| |||
| Действующие нагнетательные |
|
| 1м |
|
|
|
| 3д | 1кв | 1кв | 1п | 1г | 1г |
| 1г |
|
|
|
|
|
|
| |||
| Пьезометрические |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 1кв |
|
|
|
| 2г | 2г | 1кв |
|
|
|
| |||
| Спец.действ.скв., водозаборные |
|
| 1н |
|
|
|
| 3д | 1кв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||
| поглощающие |
|
|
|
|
| р |
| р | 1м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 1н |
| |||
| Разовые замеры при проведении ремонта или ГТМ | |||||||||||||||||||||||||
| с изменением режима эксплуатации или сменой оборудования | до начала | р | р | р | р | р |
|
| р | р |
| р | р | р | р | р |
|
|
|
|
|
| р | ||
| после проведения работ | р | р | р | р | р | р | р | р | р |
|
| р | р | р | р |
|
|
|
|
|
| р | |||
| с изменением состояния призабойных зон | до начала | р | р | р | р | р | р | р | р | р |
| р | р | р | р | р |
|
|
|
|
|
| р | ||
| после проведения работ | р | р | р | р | р | р | р | р | р |
|
| р | р | р | р |
|
|
|
|
|
| р | |||
| изоляцией или приобщением пластов | до начала | р | р | р | р | р | р | р | р | р |
| р | р | р | р | р |
|
| р | р |
|
| р | ||
| после проведения работ | р | р | р | р | р | р | р | р | р |
|
| р | р | р | р | р |
| р | р |
|
| р | |||
| Условные обозначения периодичности | 3д -один раз в три дня | 2м -два раза в месяц | 1п -один раз в полугодие | р - разовые | |||||||||||||||||||||
| проведения исследований: | 2рн - два раза в неделю | 1м - один раз в месяц | 1г - один раз в год | п - профилактические | |||||||||||||||||||||
| 1н - один раз в неделю | 1кв - один раз в квартал | 2г - один раз в два года | |||||||||||||||||||||||
Эффективность контроля и регулирования процесса разработки зависит от получения достаточного объема и качества первичных и текущих измерений на скважинах: давлений (устьевых, пластовых, забойных), дебитов жидкости, газового фактора и т.д.
Для обеспечения эффективного контроля за разработкой необходимы также:
¾ Качественное и систематическое проведение исследовательских работ – промысловых, гидродинамических, геофизических;
¾ Выполнение стандартных и специальных видов исследований по определению технологических параметров и физико-химических характеристик пластовых флюидов.
Рассмотрим подробнее основные направления программы по контролю за разработкой месторождения и сопутствующие им исследовательские работы.
Комплексные промыслово-геофизические исследования необходимо проводить не менее чем в 50% добывающих скважин с периодичностью – не менее одного раза в год, с целью:
¾ уточнения интервалов перфорации;
¾ оценки текущего характера насыщения разрабатываемых пластов;
¾ обследования технического состояния скважин.
¾ литологического расчленения разреза и выделение коллекторов;
¾ уточнения границ начального и текущего положения водонефтяного контакта;
¾ определения профиля притока и приемистости;
¾ выявления работающих и обводняющихся интервалов, определения источников обводнения;
¾ обследования технического состояния ствола скважины и качества цементирования эксплуатационной колонны.
Выделяют два вида промыслово-геофизических исследований - электрометрические, проводящиеся в открытом стволе и радиометрические, проводящиеся в обсаженном стволе. Согласно РД 153–39.0–109–01 в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах проводятся обязательный и дополнительный комплексы исследований.
Обязательный комплекс предусматривает следующие методы:
¾ по всему разрезу скважин: ГТИ, ПС, КС, БК, ГК, НК, АК, ГГК–П, профилеметрия, резистивиметрия МКЗ, ГМ;
¾ в продуктивных интервалах скважин: ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК, профилеметрия, ГК–С, НК, АК, ГГК–ПЧ, ГГК–Л(литоплотностной, обязательно в карбонатном коллекторе).
Дополнительный комплекс исследований применяется:
¾ при наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) применяются дополнительные методы ГИРС: ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК.
¾ для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности
и пластовых давлений – ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК, АКЦ-АКТАШ.
Гидродинамические исследования скважин объединяют технологии, предполагающие регистрацию в скважинах кривых изменения гидродинамических параметров. Обработка кривых позволяет получить следующую информацию:
¾ значения фильтрационно-емкостных и динамических свойств коллектора (гидропроводность, проницаемость, продуктивность и т.д.);
¾ данные о типах и местоположении различных неоднородностей и об их границах;
¾ параметры энергетического состояния системы «пласт-скважина» (пластовые и забойные давления, депрессии);
¾ характеристика качества вскрытия пласта и состояния призабойной зоны скважин (скин-фактор, параметры трещин гидроразрыва).
Охват фонда добывающих скважин гидродинамическими исследованиями – 100%. Периодичность проведения обусловлена видом работ: метод восстановления давления – один раз в полугодие, метод установившихся отборов – один раз в год.
Контроль за освоением скважин производится с целью улучшения качества вскрытия продуктивного пласта и установления оптимального последующего режима работы скважины. Работы должны осуществляться во всех скважинах, вышедших из бурения, также по скважинам после капитального ремонта и проведения ГТМ.
В процессе эксплуатации скважин необходимо проводить контроль за их техническим состоянием с целью обнаружения незапланированной фильтрации подземных флюидов в системе «пласт-скважина» и выявления отклонений от установленного технологического режима работы скважины. Исследования технического состояния скважин проводятся в режиме разовых наблюдений (после выхода из бурения, при незакономерном изменении показателей работы скважины, при необходимости – до и после проведения ГТМ).
Контроль осуществляется, как правило, промыслово-геофизическими методами, некоторые задачи (определение негерметичности обсадных колонн, глубины забоя и др.) могут решаться промысловыми и гидродинамическими методами.
Контроль за энергетическим состоянием проводится с целью изучения динамики изменения пластового и забойного давлений в зонах отбора, закачки и бурения, а также гидродинамических параметров (коэффициента продуктивности, гидропроводности, пьезопроводности пласта). Используются промысловые и гидродинамические методы, включающие:
¾ Замеры Рпл и Рзаб, давлений на устье и в затрубье.
¾ Измерение статических и динамических уровней.
¾ Снятие кривых – КВУ, КВД, КПД.
Пластовое давление необходимо измерять во всех добывающих и нагнетательных скважинах не реже одного раза в квартал. Полученные замеры используются для построения ежеквартальных карт изобар с целью расчета средневзвешенного текущего Рпл в зонах нагнетания и отбора. Измерение забойного давления необходимо осуществлять по всем новым добывающим и нагнетательным скважинам, после выхода их из ремонта и при изменении режима работы скважин. При разработке важно тщательно контролировать процесс разгазирования залежей (которое начинается при уменьшении забойного давления до давления насыщения), а также смыкания трещин и связанного с этим ухудшения проницаемости ПЗП. Необходимо отследить и предупредить явление смыкания трещин. В этих целях должен быть установлен строгий контроль: пластового давления по скважинам, забойного давления, газового фактора, плотности пластовой нефти и температуры пласта.
Разность начальной плотности нефти и плотности нефти при давлении насыщения обуславливают основную часть упругого запаса, который теоретически может быть использован на извлечение нефти до начала разгазирования.
Для учета добываемых флюидов и закачиваемых агентов обязательным является осуществление контроля за технологическими параметрами работы скважин. При этом проводят систематические замеры дебитов нефти, воды в каждой добывающей скважине, определяют приемистость, давление закачки в нагнетательных скважинах. Дополнительно необходимо отбирать пробы для определения обводненности.
Контроль заводнения пластов осуществляется гидрохимическими и промыслово-геофизическими методами, а также методами, основанными на систематизации и обобщении различной геолого-промысловой информации.
Гидрохимические методы используются при контроле за обводнением продукции скважин, изменением химического состава попутно добываемой воды. Определение химического состава вод производится путем проведения шестикомпонентного анализа по пробам из всех добывающих скважин.
Контроль за процессами выработки запасов нефти и текущей нефтенасыщенностью производится с целью определения текущего состояния выработки запасов по объекту разработки и изучение распределения остаточных запасов. Исследования проводятся с помощью промыслово-геофизических и гидродинамических методов:
¾ Гидродинамическая дебитометрия и индикация притока жидкости в ствол скважины (СТД-2);
¾ Термометрия (ТДА, ТЭГ-36, СТЛ-26 и др.);
¾ Плотнометрия, влагометрия, резистивиметрия;
¾ Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК);
¾ Радиоактивные методы (НКТ, ГК) совместно с магнитным локатором муфт;
¾ Манометрия (МСУ);
¾ Ядерно-физические методы (в т.ч С/О-каротаж)
Для решения задач контроля за выработкой запасов в процессе разработки месторождения составляются профили выработки запасов, карты текущих нефтенасыщенных толщин, определяются коэффициенты начальной и текущей нефтегазонасыщенности, положения газоводонефтяных контактов. При этом важно иметь достоверную информацию о заводняемой толщине пласта. Для определения заводняемой толщины в механизированных скважинах можно использовать методы радиометрии (ИННК, НКТ, ГК) в сочетании с методом солевых закачек.
Область применения метода солевых закачек ограничена, поскольку технология проведения трудоемкая и дорогостоящая. Обычно метод используется в скважинах с обводненностью более 90%, расположенных вблизи контрольных скважин.
Для эффективного применения данного метода необходимо соблюдать ряд основных геолого-технических условий:
¾ Динамическая пористость – не менее 4 %;
¾ Отсутствие заколонных перетоков;
¾ Отсутствие естественных и искусственных трещин;
¾ Ограничение объекта исследований низкопроницаемыми породами.
В зависимости от количества закачек солевого раствора различают:
¾ Однократную закачку, которая применяется для выделения работающих толщин пласта и интервалов обводнения;
¾ Многократную закачку, выполняющуюся отдельными порциями. Это позволяет проследить во времени характер вытеснения пластового флюида в зависимости от объема закачки.
Для целей поинтервальных исследований возможно также применение термометрии
и микрокомпонентного анализа проб нефти.
Для трещинно-кавернозного коллектора прямое определение начальной нефтенасыщенности затруднено из-за сложности технологии отбора керна и создания начальных пластовых условий. Необходим поиск и разработка в этом направлении новых методик.
Текущий коэффициент нефтенасыщения в обсаженных и перфорированных скважинах можно определить, используя метод волнового акустического каротажа (ВАК) Он отличается новым подходом при комплексной интерпретации геофизических методов. Используются кинематические параметры продольных и поперечных волн, нейтронной и объемной пористости, плотности, глинистости и литологии пород. Все эти параметры применяются для расчета комплексного параметра – индекса динамической сжимаемости пород, который функционально связан с насыщением пород. Применение метода ВАК позволяет решать следующие задачи:
¾ Оценка текущего состояния выработки запасов.
¾ Уточнение геологической и гидродинамической модели.
¾ Выявление невовлеченных или слабововлеченных в разработку участков залежей.
¾ Обоснование мероприятий по повышению эффективности выработки запасов нефти.
Для определения текущей и начальной нефтенасыщенности в обсаженных колонной скважинах применяется метод углеродно-кислородного (С/О) каротажа в комплексе с другими ядерно-физическими методами (ЯФМ).
Суть данного каротажа – измерение в околоскважинном пространстве непосредственно содержание углерода и кислорода, а также других элементов (например, кальция, кремния, хлора). Последующая интерпретация полученных значений позволяет в итоге количественно определить насыщенность пласта флюидами. Для применения в обсаженных скважинах способа С/О-каротаж необходимы устройства для спектрально-импульсного каротажа с захватом нейтронов (PNC). Измерения насыщенности лучше всего проводить в зонах высокой пористости с высоким уровнем минерализации пластовых вод.
Проведение широкомасштабных исследований подтверждает высокую информативность комплекса ЯФМ ГИС, включающего АИМС (аппаратуры для углеродно-кислородного каротажа) для оценки текущей нефтенасыщенности в закрытом стволе скважины независимо от степени минерализации пластовых вод.
Контроль за направлением и скоростью фильтрационных потоков производится индикаторными методами (трассеров) по специальным программам. Индикаторные методы исследования пластов базируются на использовании данных о перемещении меченных жидкостей вместе с закачиваемой водой. Контроль за продвижением индикаторов проводится по пробам воды, отобранным на устье скважины.
Поскольку разработку залежейпланируется осуществлять с применением ГРП необходимо проведение соответствующего контроля за параметрами процесса гидроразрыва. С целью сохранения целостности трещин при проведении ГРП депрессии и дебиты скважин не должны превышать определенных критических значений. Для их нахождения и для сведения к минимуму выноса из трещин проппанта следует контролировать содержание проппанта в продукции скважин - один раз в час в первые сутки после запуска скважины в работу после ГРП, один раз в сутки в течение последующей недели, один раз в неделю в дальнейшем.
Контроль за интервалами образования трещин можно провести с применением гамма-метода и стандартного нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам. Сопоставляя результаты замеров до и после скв-операции можно по повышенным данным гамма-излучения установить интервалы образования трещин. Если в процессе ГРП произошло снижение гамма-активности, то она соответствует зоне образования трещины большой протяженности. При контроле результатов ГРП в скважине против продуктивного интервала до и после гидроразрыва дебитометрией снимают профиль отдачи.
Для уточнения азимута простирания, протяженности, высоты и асимметрии создаваемой трещины и определения ее гидродинамических параметров применяется пассивный сейсмический мониторинг (ПСМ). Применение ПСМ позволяет определить основные геометрические параметры гидроразрыва при мини-ГРП на удалениях ~ 1 км.
Методика основана на локализации источников сейсмической эмиссии, вызванной изменениями в напряженно-деформированном состоянии пород в результате закачки флюидов, проппанта или других материалов в скважины.
Таким образом, первостепенной задачей процесса контроля за разработкой месторождений является обеспечение полной выработки запасов путем:
1.Выполнения обязательного комплекса гидродинамических, промыслово-геофизических исследований. Это необходимо для получения дополнительной информации о геологическом строении пластов.
2.Контроля параметров, характеризующих энергетическое состояние залежей нефти (пластовое, забойное давления).
3.Контроля за динамикой технологических параметров (дебиты жидкости, газовый фактор, обводненность).
4.Анализа эффективности проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов и приемистости скважин.
5.Определения физико-химических свойств добываемых флюидов.
6.Изучения технического состояния скважин.
7.Контроля за изменением коэффициента продуктивности и приемистости скважин.
8.Определения физико-химических свойств добываемых флюидов.
