«Ягафаров А.К., Клещенко И.И, Зозуля Г.П. Овчинников В.П. ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ Допущено Учебно-методическим ...»

Министерство образования и науки РФ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Ягафаров А.К., Клещенко И.И, Зозуля Г.П. Овчинников В.П.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ

КОНТРОЛЬ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ

И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки магистров 131000 «Нефтегазовое дело», по представлению Учёного совета ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Рецензенты: Федорцов В.К., доктор геолого – минералогических наук, профессор кафедры нефтегазопромысловой геологии ТюмГНГУ, академик РАЕН.

Рогачёв М.К., доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Санкт – Петербургского Горного Университета им. В.Г. Плеханова.

Издательско-полиграфический центр «Экспресс»

Тюмень УДК 622. ББК 33.361- Ягафаров А.К., Клещенко И.И, Зозуля Г.П. Овчинников В.П.

Геофизический и гидродинамический контроль методов воздействия на залежи и технического состояния скважин при капитальном ремонте. – Тюмень, ТюмГНГУ. – 234 с.

В учебном пособии показана необходимость проведения промыслово – геофизического контроля (ПГК) за процессом строительства, эксплуатации скважин и разработки месторождений. Наряду с геофизическими исследованиями разреза скважин (ГИС) в открытом стволе, приведены основные методы геофизического и гидродинамического контроля за изменением технологических параметров в процессе проведения ГТМ при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, а также дано обоснование применения различных ГТМ для повышения нефтеотдачи пластов.

На примере нефтяных месторождений, по результатам гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, показан механизм воздействия технологий по выравниванию профилей приемистости (ВВП) в нагнетательных скважинах.

Подробно рассмотрены методы ГИС-контроля технического состояния скважин и пути его улучшения.

Учебное пособие предназначено для подготовки магистров, обучающихся по специальностям – «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Ремонт и восстановление скважин».

Илл. 57, Табл. 17, библ.-18 назв.

Рецензенты: Федорцов В.К., доктор геолого – минералогических наук, профессор кафедры нефтегазопромысловой геологии ТюмГНГУ, академик РАЕН., Рогачев М.К., доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Санкт – Петербургского Горного Университета им. В.Г. Плеханова.

© Коллектив авторов © Издательство ТюмГНГУ, 2011ВВЕДЕНИЕ С началом искусственного заводнения нефтенасыщенных пластов появилась необходимость промыслово – геофизического контроля (ПГК) за процессом разработки месторождений. Наряду с геофизическими исследованиями разреза скважин (ГИС) в открытом стволе, по результатам которых получали первичные данные для составления технологических схем разработки, назрела необходимость контроля за подсчётными параметрами в процессе выработки запасов.

Значительный вклад в развитие методов контроля за разработкой месторождений углеводородов внесли отечественные учёные. К ним можно отнести Абрукина А.П., Буевича А.С., Дахнова В.Н, Дворкина Л.И., Жувагина И.Г., Ипатова А.И., Кременецкого М.И., Непримерва Н.Н., Орлинского Б.М., Фахреева И.А. и др.

Широкое распространение среди методов контроля, на начаьной стадии, получили ядерные методы, в частности радиометрический контроль за гипсометрическим положением ВНК, импульсный нейтронный каротаж и закачки в пласт активных жидкостей.

Дальнейшее развитие при ГИС – контроле получили промыслово – геофизические исследования (ПГИ) при планировании и проведении геолого – технических мероприятий (ГТМ) на эксплуатационном фонде скважин, волновые акустические методы, тепловые методы (термометрия).

В настоящее время методы ГИС – контроля комплексируются с гидродинамическими методами исследований скважин (ГДИС), что значительно повысило эффективность проводимых исследований. Сущность ГДИС заключается в использовании стационарных и нестационарных процессов, возникающих при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. В принципе, ГДИС имеют много общего в технологическом отношении с ПГИ. Поэтому многие учёные предлагают объединить их под названием «гидродинамико – геофизические исследования» (ГГИ).

В тоже время, в данной области развивается направление по контролю за техническим состоянием обсаженного ствола скважины (профилеметрия, дефектоскопия, цементометрия и др.); промысловых технических измерений (замер дебитов, устьевых и забойных давлений, динамических и статических уровней, отбора и анализа проб флюидов и т.д.);

гидропрослушивание методом трассирования; вертикального сейсмопрофилирования (ВСП). Все они объединяются в группу промыслового контроля (ПК).

В учебном пособии дано научное обоснование применения методов воздействия на прискважинную зону пластов (ПЗП) и эффективных технологий в области строительства, эксплуатации скважин и увеличения нефтеотдачи пластов.

Приведены фактические промысловые исследования и технологические результаты геолого – технических мероприятий на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Основное внимание в учебном пособии уделено геофизическим и гидродинамическим методам контроля при проведении геолого – технических мероприятий на месторождениях и технического состояния скважин при их строительстве, эксплуатации и разработке месторождений.

1 МЕТОДЫ И ТЕХНОЛГИИ ПРОМЫСЛОВО–

ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Нефтегазовая залежь представляет собой сложную динамическую гетерогенную систему с присущими только ей специфическими свойствами.

В геологии, и в нефтепромысловом деле в частности, подход к решению проблем системы предполагает учет всех разнообразных вещественноэнергетических факторов, вызывающих разнообразные изменения состояния элементов в непрекращающейся динамике самой системы.

Общим для всей системы (залежи) является ее замкнутость, в которую входят – история геологического развития региона, разведочное и эксплуатационное бурение, разработка. Именно в этой стадийности жизни залежи и отражаются функциональные (движение, процессы, характерные как для элементов, так и системы в целом) зависимости всех происходящих процессов, трансформации энергии и вещества от состояния других структур системы.

В практической деятельности для исследования сложных систем используется метод диакоптики, предполагающий изучение всей системы по частям [1]. Поэтому, в соответствие с утверждённой учебной Программой «Геолого – геофизические проблемы освоения месторождений нефти и газа», возникает необходимость понимания данной проблемы. В учебном пособии рассматриваются процессы, происходящие в продуктивных пластах при строительстве скважин, интенсификации притоков углеводородов, повышении нефтеотдачи пластов и вопросы контроля за техническим состоянием скважин.

1.1 Задачи методов и технологий промыслово – геофизического контроля В настоящее время практическое использование методов скважинной геофизики в процессе освоения скважин, контроля их эксплуатации, капитального ремонта, интенсификации добычи получило приоритет в мире на большинстве средних и крупных нефтегазовых месторождений.

В России создана широкая сеть региональных и ведомственных сервисных промысловых и геофизических предприятий, активно использующих средства промыслово – геофизичеекого контроля. За рубежом достижения геофизических служб, профилизирующихся в решении задач «каротажа продуктивности» (Production Logging) и гидродинамических испытаний пластов (Well Testing), получили заслуженное признание у всех известных нефтегазодобывающих компаний [2,3].

Ведущие западные сервисные компании (Schlumberger, Halliburton и пр.) в настоящее время активно работают в России и в странах СНГ на правах субподряда у ведущих недропользователей. Другие же нефтегазодобывающие компании РФ широко практикуют для внутреннего использования закупку и применение передовых технологических, технических и программных средств ПГК. Многие российские сервисные компании также активно развивались последнее время, смогли перешагнуть региональный статус, обросли собственным производством измерительной аппаратуры и скважинного оборудования (Тверьгеофизика, РГКНижневартовскнефтегеофизика, Ноябрьскнефтегеофизика, Геофизика, Тюменьпромгеофизика, Татнефтегеофизика, Газпромгеофизика, СИАМ, ИМС-Петросервис, ВНИИГИС, др.).

Выбор того или иного комплекса исследований при ПГК определяется как стоящей геолого-промысловой задачей, так и типично эксплуатационными причинами: конструкцией и состоянием скважины, режимами работы пластов и скважины, характером заполняющей ствол среды, динамикой потока. В эксплуатационных скважинах наиболее широко распространено использование ядерных (радиометрических), термических и гидродинамических методов и способов измерений. Параллельно могут контролироваться устьевые параметры: температура, давление, фазовые расходы, состав продукции.

На рисунке 1.1 представлена схема, на которой приводится структура ПГК как составляющая направлений промыслово-геофизических и собственно промысловых исследований [2, 3].

Основными задачами ГИС-контроля в обсаженных скважинах традиционно считают: контроль процесса вытеснения углеводородов водой (с выходом на количественное определение текущего насыщения пластов), а также контроль параметров состава, профиля притока и технического состояния ствола скважины. Однако, в связи активным развитием в последние годы прогрессивных технологий цифрового геомоделирования, массовую оценку текущего нефтегазонасыщения объектов разработки стало возможным проводить на моделях, минимизируя прямые геофизические исследования в скважинах. Одновременно акцент в проведении системных исследований на месторождениях сместился в сторону гидродинамических методов (ГДИС), результаты которых необходимы для настройки Рисунок 1.1 – Классификация методов промыслово-геофизического самих фильтрационных моделей. Информационное обеспечение на базе системных ГДИС-ПГИ процессов геомоделирования и проектирования разработки позволяет в конечном счете повысить нефте(газо)отдачу на месторождениях.

Конечной целью ПГК является получение информации о состоянии продуктивности пластов для выбора оптимальной системы разработки залежи, обеспечивающей максимальное извлечение из недр нефти и газа, наблюдение за добывающей скважиной с целью определения характера изменения параметров продуктивности и насыщения пластов, Возможности стационарных геофизических исследований для решения этой задачи считаются ограниченными, но могут быть расширены за счет привлечения результатов газо(гидро)динамических наблюдений и благодаря информативности ряда технологий с искусственным воздействием на пласт (путем закачки в него «меченого» вещества MB) – так называемые «специальные» исследования «каротаж-воздействие-каротаж».

В последние годы появилось много оригинальных и перспективных разработок в области создания измерительной аппаратуры, метрологического обеспечения геофизических исследований, способов измерений и методики извлечения геолого-промысловой информации. Возможности промысловой геофизики расширились вследствие широкого применения компьютерных технологий обработки получаемых материалов.

Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах разделяют на группы.

I. Технические задачи (обусловлены текущей конструкцией скважины):

1) контроль перфорации, оценка совершенства вскрытия;

2) уточнение глубины подвески НКТ, положения других элементов конструкции скважины или подземного оборудования:

2) определение интервалов негерметичности обсадных колонн и НКТ;

3) изучение текущего состояния колонн (смятий, коррозии);

4) оценка текущего состояния цементного камня, его плотности и характера распределения за колонной, оценка герметичности искусственного забоя, выявление зон гидрато- и солеобразований.

II. Технологические задачи (обусловлены условиями измерений):

1) изучение термобарических условий в скважине;

2) изучение фазового состояния флюида в стволе скважины;

3) наблюдение за текущими уровнями жидкости в стволе скважины (в НКТ и в межколонном пространстве);

4) выявление перетоков между продуктивными пластами по стволу скважины и по заколонному пространству;

5) оценка их интенсивности, выявление причин заводнения и интервалов поступления воды в ствол действующей скважины;

6) определение суммарных фазовых дебитов продукции скважины, оценка ее фазовой продуктивности;

7) выявление техногенных залежей газа и мест его утечек в скважине.

III. Геолого-промысловые задачи (обусловлены работой продуктивного пласта):

1) оценка характера насыщения пластов-коллекторов, коэффициентов текущей газо- и нефтенасыщенности;

2) уточнение интервалов дренирования, охвата выработкой и заводнением, работой, оценка профилей притока и приемистости;

3) определение дифференциальных (попластовых) фазовых дебитов;

4) определение фильтрационных характеристик продуктивного пласта, оценка пластовых давлений и температур.

В зависимости от вида решаемых задач и от типа наблюдаемого объекта (пласт или скважина) результативность геофизических исследований может существенно меняться. Повышение эффективности ГИСконтроля, как правило, связывают с усложнением технологии измерений и обработки данных.

Современная концепция развития измерительных средств промысловых и геофизических методов исследований продуктивных скважин включает оптимизацию их комбинации за счет выделения групп методов, наиболее полно характеризующих конкретные процессы в работе скважин и пластов.

Специфика же ГИС-контроля сводится к следующему:

• широкий и разнообразный диапазон исследуемых объектов;

• большое число решаемых задач и большое количество используемых методов с применением самых различных физических принципов;

• динамичность поведения исследуемых объектов (скважина и пласт могут менять свое состояние не только в течение проведения комплекса ГИС, но и в процессе одиночного геофизического исследования);

• широкий диапазон возможностей по управлению состоянием скважины в процессе проведения ГИС, выбору оптимального способа измерений и интерпретации;

• разнообразие решаемых задач, методов, методик, технологий проведения геофизических исследований и интерпретации получаемых материалов;

• перемещение удельного веса в системе с технических средств на методико-технологические средства (методики проведения скважинных измерений, способы интерпретации результатов, алгоритмы автоматизированной интерпретации);

• глубокая взаимосвязь технологии и методики проведения исследований и способа интерпретации результатов от условий измерений в скважине в процессе проведения измерений;

• сложность унификации и стандартизации процедур интерпретации, и, как следствие этого, многовариантность обработки, большой удельный вес интерактивных методов интерпретации;

• большое количество разнообразной входной и выходной информации, и как следствие, – сложная и разветвленная структура баз данных для их хранения.

1.2 Задачи промыслового контроля Планирование промысловых мероприятий проводится на основе анализа разработки и увязывается с информативностью других методов контроля разработки месторождения (в том числе и с методами ГИСконтроля). Основными показателями при анализе разработки является динамика изменения: фонда скважин, дебитов нефти, газа и воды, закачки воды (газа), пластового и забойного давления, газового фактора, контуров нефте- и газоносносности, данных о проведенных ГТМ. Накопление данной информации осуществляется путем регулярного снятия показаний различных устьевых датчиков (фазовых расходов в сепараторных установках, буферного и затрубного давлений, уровней эхолокации и пр.).

Оперативные способы оценки пластового давления включают: прямые замеры глубинными датчиками (включая технологии ГДИС): контроль текущих статических уровней жидкости в простаивающих эксплуатационных скважинах или в скважинах-пьезометрах; расчеты забойного и пластового давлений через устьевые. Достоверность последнего способа на практике может быть невысокой и требует сопоставления с данными прямых замеров.

В соответствии с задачами промыслового контроля результаты технологических измерений (ТИ) документируются в виде карт: текущего состояния разработки; текущих или накопленных отборов, текущих или накопленных объёмов закачек; изобар (на фиксированный интервал времени, обычно – раз в квартал); обводнения (на дату); текущих газовых факторов. Все указанные карты (за исключением карт изобар) строятся на основе структурных геологических карт с указанием начальных или текущих контуров нефтегазоносности.

При анализе разработки за длительный период по данным промыслового мониторинга составляются также графики разработки (по всему месторождению и его блокам). Графики разработки дают представление об изменениях во времени всех перечисленных выше параметров. Кроме того, могут быть задокументированы кривые, характеризующие некоторые соотношения (например: динамику текущей добычи в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи или коэффициента извлечения нефти; динамику накопленной добычи нефти или газа в отношении к начальным извлекаемым или балансовым запасам; динамику пластового давления в зависимости от текущей компенсации отбора жидкости закачкой воды в пласт; динамику обводненности продукции в зависимости от текущего коэффициента нефте- и газоотдачи и т.п.), позволяющие оценивать эффективность разработки (темп разработки, эффективность мер по поддержанию энергии пласта).

Основными критериями эффективности разработки залежи являются следующие показатели промыслового контроля (ПК): темп отбора нефти (газа), нефтегазоотдача пласта. Если запасы вырабатываются медленно или неравномерно, то это обычно может быть связано с одной из следующих причин: ярко выраженной геологической неоднородностью пласта по вертикали или по площади; низкими темпами отбора жидкости (преимущественно в ухудшенных зонах коллектора); опережающим обводнением в части залежи или по наиболее проницаемым прослоям пласта [2,3].

Результаты анализа данных ПК позволяют наметить необходимые для улучшения системы разработки мероприятия по: увеличению охвата пластов воздействием (путем ввода новых нагнетательных скважин, корректировки нагнетательных рядов и увеличения удельных объемов закачки);

увеличению добывающих мощностей (за счет бурения новых скважин, забуривания боковых стволов, строительства высокопроизводительных горизонтальных скважин); интенсификации отборов из быстро обводняющихся скважин; увеличению производительности отдельных скважин (проведение экономически обоснованных мероприятий по улучшению и очистке призабойных зон скважин с ярко выраженным скин-фактором, проведению ГРП, выполнению капитального ремонта в отдельных скважинах, замене малопроизводительного насосного оборудования и пр.).

1.3 Задачи промыслово-геофизических исследований при контроле разработки Эффективность промыслового анализа резко повышается, если промысловый мониторинг комбинировать с мероприятиями по геомониторингу. По промыслово-геофизическим данным оцениваются: текущие положения контактов; охват пласта работой или другими процессами выработки; текущие параметры ФЕС и пр. Поэтому на практике регулярные скважинные измерения чисто промысловыми (наземными) средствами дополняют системой периодических глубинных исследований с помощью методов ГИС-контроля (охватывающих в первую очередь комплексы гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических (ПГИ) измерений в фонде обсаженных скважин). Таким образом, фактически на нефтяных и газовых месторождениях организуют систему не промыслового, а промыслово-геофизического контроля разработки месторождений.

Исследования по ГИС-контролю характеризуются методами и технологиями, крайне разнообразными по физическим основам, решаемым задачам и применяемому аппаратурно-методическому обеспечению.

Основные измерения методами ПГИ в обсаженных скважинах используются для решения следующих задач:

• уточнения границ нефте- и газонасыщенных толщин, определения работающих эффективных толщин, охвата работой пласта, профиля притока (приемистости);

• оценки текущей нефтегазонасыщенности, контроля за расформированием зоны проникновения и динамикой обводнения пластов (отдельно пластовыми и закачиваемыми водами), контроля за характером вытеснения; определения источников обводнения пластов (с учетом влияния межпластовых перетоков), уточнения ФЕС пластов, оценки технического состояния скважин.

Для получения параметров текущей насыщенности используются методы ПГИ: временные измерения СНК, ИНК (включая технологии с закачкой MB), МНА, ГИНР. ГК (по радиогеохимическому эффекту), ВАК, электромагнитные методы (для обсаженных стеклопластиковыми колоннами скважин), электрометрия через обсаженную колонну (типа «CHFR»), глубинные опробователи на кабеле (типа «MDT-CHDT»).

Для определения работающих и дренируемых толщин, коэффициентов охвата пластов процессами выработки, обводнением, оценки профиля и состава притока (включая диагностику водопритоков), суммарных и дифференциальных фазовых дебитов, удельных фазовых продуктивностей используются результаты: расходометрии (РМ); термометрии ТМ;

барометрии БМ; оценки состава продукции РИ-ТА-ВЛ-ПЛ; термокондуктивной индикации ТИ притока; акустической и электромагнитной шумометрии ШИ-ШС (спектральной).

Основные параметры, характеризующие техническое состояние эксплуатационных скважин включают: интервалы негерметичностей колонн, герметичность искусственного забоя; наличие и качество цементного камня в затрубье; интервалы заколонных перетоков, направление и состав межпластовых перетоков; места образования сальников и гидратных пробок; эффективные внутренние диаметры колонн; толщину стенок обсадных труб (включая зоны, подверженные коррозией); интервалы перфорации и работающей перфорации; положение других элементов конструкции (пакера, пусковых муфт, циркуляционных клапанов, башмака НКТ, хвостовика и т.п.). Для оценки указанных параметров применяются методы: оценки «приток-состава»; ВАК, CAT; гамма-гамма и акустическая цементометрия (ГГЦ-АКЦ); гамма-гамма и электромагнитные методы дефектоскопии (ГГДТ-ЭМД); микрокавернометрия (профилеметрия МК); локация муфт (ЛМ); и др. Дополнительно возможно применение активных технологий, связанных с закачкой в пласты MB (включая радиоактивные изотопы ИР) и контроль их методами термометрии ТМ, резистивиметрии РИ, ИННК, ГК, и др.

Контроль за состоянием технологического оборудования (срабатывание пусковых муфт при компрессировании, определение критических условий для выноса жидкости с забоя потоком газа, определение динамических уровней раздела фаз в скважине и др.) с целью оптимизации работы технологического оборудования (выбор штуцера для фонтанных скважин, обоснование оптимальной производительности и глубины спуска насосов, т.п.). Контроль эффективности выполняемых в скважинах технологических операций (по повышению нефте(газо)отдачи пластов проводится с помощью многорежимных замеров термометрии, методов оценки «приток-состава».

1.4 Организация ПГИ скважин при контроле за разработкой месторождений Использование комплекса ПГИ совместно с технологиями ГДИС, в настоящее время, начинает активизироваться. Связано это с тем, что информацию ГИС-контроля начали активно привлекать для экспертизы и настройки цифровых гидродинамических моделей месторождений. Согласно же действующим в России регламентным документам, выполнение периодических ПГИ с фиксированным охватом опорных скважин по месторождению является неотъемлемым элементом системного контроля разработки, предусматриваемого проектной документацией по разработке.

Параллельно с комплексами ПГИ могут быть организованы технологические операции (работы в скважинах), также организуемые геофизическими службами. Среди наиболее распространенных видов работ на этапе ведения ГИС-контроля: прострелочно-взрывные работы по вторичному вскрытию; интенсификация притоков и ликвидация аварий; испытание пластов инструментами на трубах и на кабеле; отбор образцов пород и флюидов приборами на кабеле; вызов притока свабированием или другими способами; химические, акустические, тепловые и прочие воздействия на призабойную зону пластов; очистка забоев скважин; устранение гидратных и парафиновых пробок в стволе скважин; установка пакеров и разделительных мостов, установка забойных клапанов и пр. В этом случае роль методов ПГИ возрастает, т.к. предусматривает дополнительный контроль эффективности выполняемых операций ГТМ и КРС (особенно связанных с интенсификацией притоков и восстановлением производительности скважин).

1.5 Задачи гидродинамических исследований ГИС-контроля Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) объединяют комплекс технологий, предполагающий регистрацию в скважинах кривых изменения гидродинамических параметров. Параллельно в рамках выполнения промыслового контроля могут вестись так называемые «технологические измерения» (ТИ) (устьевых давлений и температур, суммарных фазовых дебитов, динамических уровней и т.п.).

С помощью обработки кривых ГДИС получают информацию непосредственно о системе «скважина-пласт»:

• значения фильтрационно-емкостных и динамических свойств коллектора (гидропроводности, проницаемости, продуктивности и пр.);

• данные о типах и местоположении различных неоднородностей • параметры энергетического состояния системы «скважинапласт» (пластового, забойного давления, депрессии, пр.);

• характеристики качества вскрытия пласта и состояния призабойной зоны скважин(скин-фактор, параметры трещины гидроразрыва и пр.).

Информация ГДИС может использоваться для решения следующих геолого-гхромысловых задач:

• уточнения геологического строения месторождения;

• оценки эффективности применяемой системы разработки;

• оценки энергетического состояния залежи;

• подбора оптимального режима и способа эксплуатации скважины;

• оценки качества вскрытия и состояния призабойной зоны скважин;

• контроля эффективности мероприятий воздействия на пласт.

Для интерпретации материалов ГДИС используются данные оперативного технологического контроля и отдельные результаты замеров ПГИ-ГИС, в том числе данные о:

• наличии гидродинамической связи пласта и ствола скважины;

• составе и свойствах пластового флюида, флюида продукции;

• текущих характеристиках технологического режима работы скважины (дебитах, обводненности и пр.), а также предыстории работы скважины до начала ГДИС;

• эффективных и работающих толщинах пластов, фактах гидродинамической сообщаемости разных пластов вследствие образования заколонных перетоков;

• текущем насыщении эффективных толщин пластов.

ГДИС подразделяются на базовые и экспресс исследования [2,3].

Базовые ГДИС (БИ) проводятся в опорных (специально отобранных) скважинах по апробированным программам либо согласно программе специальных исследований, что позволяет уверенно определять параметры как удаленной, так и ближней зон пласта. Дополнительной задачей базовых ГДИС является оценка параметров трещин ГРП, определение вертикальной анизотропии пласта и т.п. Указанная информация используется при совместном анализе результатов промысловых и геофизических исследований с целью оценки характера выработки залежи, а также при гидродинамическом моделировании разработки месторождения.

Экспресс-исследования (ЭИ) проводятся в более массовом порядке в скважинах эксплуатационного фонда по упрощенным технологиям с целью приближенной оценки фильтрационных параметров пласта и изучения динамики их изменения во времени. Тем не менее отдельные результаты экспрессисследований могут иметь статус базовых (например, это касается забойных и пластовых давлений, продуктивностей для однопластовых залежей).

Объекты базовых исследований выбираются исходя из условия, что информация об исследуемом пласте (участке пласта) должна являться опорной для понимания геологического строения и оценки гидродинамического состояния залежи. Объекты исследований должны быть по возможности равномерно распределены по площади, удовлетворять требованиям РД 153-39.0-109-01 по охвату и этапности исследований [3].

В результате базовых исследований решают следующие задачи:

• уточнение геологического строения, размера резервуара (область дренирования), наличия границ, неоднородностей пласта;

• количественная (с высокой степенью достоверности) оценка фильтрационных параметров дальней зоны пласта (гидропроводности, подвижности, пьезопроводности, проницаемости и др.) ;

• количественное определение полного набора гидродинамических параметров (включая величину скин-фактора), характеризующих радиальную неоднородность и совершенство вскрытия пласта (включая параметры трещины ГРП) ;

• оценка достоверности гидродинамических параметров пласта, получаемых при массовой обработке данных экспресс исследований и ТИ.

Базовые исследования в первую очередь нацелены на изучение начального (не нарушенного эксплуатацией) состояния пласта и определения фильтрационных свойств наполняющего его флюида. Поэтому в качестве объектов для базовых исследований обязательно используются разведочные скважины, которые должны исследоваться как непосредственно после бурения (в открытом стволе), так и в процессе освоения (в обсаженной скважине).

Другой задачей базовых исследований является получение информации о текущих гидродинамических параметрах пласта. Поэтому они должны проводиться в части скважин эксплуатационного фонда. Охват базовыми исследованиями всего фонда эксплуатационных скважин может варьировать от 10-20% (добывающий фонд) и до 30-50% (нагнетательный фонд), сеть пьезометрических скважин обычно исследуется полностью в течение квартала.

В качестве объектов для изучения гидродинамических параметров удаленных зон пласта чрезвычайно благоприятны длительно эксплуатируемые нагнетательные скважины, опорная сеть которых должна периодически исследоваться раз в 1-2 года. Проведение базовых ГДИС в опорных добывающих скважинах наиболее рационально с периодичностью раз в 0.5-1 год. Приоритет должен отдаваться фонтанирующим скважинам, фонд которых по возможности должен исследоваться полностью.

Одной из главных составляющих системы базовых ГДИС являются исследования по специально подготовленным программам с проведением гидропрослушивания, с использованием забойных датчиков давления под приемом насоса, с закрытием скважины непосредственно на забое, с применением нестандартных комплексов ГДИС и т.п.

Экспресс-исследования являются относительно дешевым и наиболее распространенным способом получения оперативной информации. Частота ЭИ выбирается из расчета охвата оперативными ГДИС большей части действующего фонда скважин в течение года. Исходные данные ЭИ должны подвергаться обязательной оценке качества замеров. Результаты заведомо недостоверных исследований не должны использоваться на этапах документирования и анализа. Среди ЭИ, характеризующих работу пластов, наиболее значимыми являются оценки, сделанные с помощью забойных (автономных или дистанционных) датчиков.

ЭИ позволяют определить забойные и пластовые давления, коэффициенты продуктивности скважины (по жидкости или газу). По последним оценивают приближенные значения проницаемости пласта (обычно искаженные влиянием скин-фактора). Оценки продуктивности по ГДИС (полученные по данным глубинных датчиков) используются для экспертизы имеющихся промысловых оценок удельной продуктивности. Значения продуктивности обязательно должны быть исправлены с учетом имеющихся достоверных данных ГДИС. Не допускается создание моделей разработки пластов на основании невыверенных значений удельной продуктивности.

Данные ЭИ должны использоваться для выбора объектов проведения специальных работ, а также для изучения характера изменчивости параметров пласта во времени.

1.6 Организация гидродинамических исследований скважин Гидродинамические исследования относятся к разряду сложных и высокотехнологичных и поэтому выполняются, главным образом, силами специализированных подразделений компаний (например, ЦНИПР) или специальными сервисными структурами. В частности, к выполнению этих работ могут привлекаться внешние сервисные компании. В первую очередь это геофизические компании, параллельно выполняющие для конкретного промысла работы по ПГИ и ГИС. Конкурентоспособность геофизической службы в области ГДИС связана с ее оснащением современными высокочувствительными манометрами (в том числе и автономными), а также опробователями на кабеле. При этом не могли не сказаться достоинства промыслово-геофизической информации – большая наглядность, возможность оперативно изменять условия исследований, вмешиваться в процесс регистрации параметров, дополнять временные замеры давления одновременными замерами других параметров (температуры, расхода, состава). Не менее важна принципиальная возможность комплекса ПГИ параллельно с выполнением ГДИС получать такую важную сопутствующую информацию, как интервальные дебиты и текущее насыщение пластов, оценивать работающие толщины, наличие и интенсивность межпластовых перетоков.

Независимо от вида проводимых ГДИС (базовые или экспресс) периодически по результатам новых ГДИС или на основании данных апробированных геолого-технологических моделей залежей (ПДГТМ) отделами исследований должны выполняться оценки результативности выполненных базовых и экспресс-исследований. При этом в качестве экспертных данных для ЭИ предпочтительно использовать результаты базовых исследований, а для самих базовых ГДИС – альтернативные источники информации о ФЕС пластов (результаты геомоделирования, оценки ГИС в добуриваемых скважинах, результаты опробования).

Экспресс-исследования проводятся в большинстве скважин эксплуатационного фонда по упрощенным технологиям с целью приближенной оценки фильтрационных параметров пласта и изучения динамики их изменения во времени. Тем не менее некоторые результаты ЭИ могут иметь статус базовых (например, для параметров забойных и пластовых давлений, продуктивностей). ЭИ являются относительно дешевым и наиболее распространенным способом получения оперативной информации. Частота исследований выбирается из расчета охвата оперативными ГДИС большей части действующего фонда скважин в течение года.

Исходные данные ЭИ должны подвергаться обязательной оценке качества замеров. Результаты недостоверных исследований не должны использоваться на этапах документирования и анализа. Среди данных ЭИ, характеризующих работу пластов, наиболее значимыми являются оценки, сделанные с помощью забойных датчиков.

Гидродинамические ЭИ позволяют определить забойные и пластовые давления, коэффициенты продуктивности скважины (по жидкости).

По последним оценивают приближенные значения параметра проницаемости пласта (обычно искаженные влиянием скин-фактора). Оценки продуктивности по ГДИС (особенно полученные по данным глубинных датчиков) используются для экспертизы имеющихся промысловых оценок удельной продуктивности. Значения продуктивности обязательно должны быть исправлены с учетом имеющихся достоверных данных ГДИС.

Не допускается создание моделей разработки на основании невыверенных значений удельной продуктивности.

Данные выполненных ЭИ должны использоваться для выбора объектов при проведении специальных работ, а также для изучения характера изменчивости параметров пласта во времени. Исключительную значимость при планировании ЭИ имеют достоверные оценки пластового давления. С этой целью на месторождениях резервируется специальный фонд скважинпьезометров (с равномерным охватом по залежи -не менее 5 %, периодичностью замеров статического уровня – раз в квартал). По возможности вместе с пьезометрическими скважинами должны исследоваться и долго простаивающие эксплуатационные скважины. При построении карт изобар обязательно наносить текущие значения пластового давления в каждой из исследованных скважин с указанием способа оценки Рт.

В качестве экспертных данных для оценки качества ЭИ предпочтительно использовать результаты БИ, а для самих базовых ГДИС – альтернативные источники информации о ФЕС пластов (результаты геомоделирования, ГИС и опробования в добу-риваемых скважинах.

Регистрация кривых стабилизации давления. Данные исследования предполагают запись кривой изменения давления во времени после пуска скважины на стабильный режим эксплуатации (отбор или закачку) или при переводе с одного стабильного режима на другой. В течение всего периода исследований прибор должен находиться в скважине на фиксированной глубине. В добывающей скважине измерения давления проводятся на забое в максимальной близости к исследуемому пласту. В нагнетательной скважине возможны измерения вблизи устья. Измерения давления в обязательном порядке сопровождаются данными о дебите на исследуемом режиме, а также данными о предыстории эксплуатации за период, как минимум в 3-5 раз превышающий период исследований. Данные о предыстории включают значения дебитов и продолжительности предшествующих проведению ГДИС циклов эксплуатации.

Регистрация кривых восстановления давления (КВД). Исследования методом КВД предполагают запись кривой изменения давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора. При исследованиях прибор находится в скважине на фиксированной глубине в максимальной близости от исследуемого пласта. Исследования могут быть выполнены при закрытии скважины на забое (КВД3) или при закрытии скважины на устье (КВДУ).

Исследования методом КВД3 предполагают перекрытие притока с помощью пакерного устройства, расположенного в непосредственной близости к исследуемому пласту. Исследования обладают максимальной информативностью, так как сводят к минимуму искажающее влияние эффекта послепритока (поступления флюида из пласта после закрытия скважины). Исследования одинаково успешны в фонтанирующих и непереливающих скважинах.

Учитывая минимальное влияние на данный способ исследований послепритока, для получения качественной информации достаточно длительности КВД 1-3 суток.

Исследования методом КВД3 могут быть выполнены в процессе опробования пластов. При этом используется оборудование типа КИИ или аналогичные устройства.

Исследования методом КВДУ предполагают перекрытие притока на устье.

Информативность исследования существенно снижена вследствие влияния послепритока. Исследования возможны только в фонтанирующих скважинах.

При исследованиях методом КВДУ наряду с забойным давлением синхронно регистрируются кривые изменения во времени буферного и затрубного давлений.

Учитывая существенное влияние послепритока, длительность КВД должна быть не менее 3-5 суток. В малопроницаемых коллекторах длительность исследований увеличивается в 1.5-2 раза.

Измерения давления в обязательном порядке сопровождаются данными о предыстории эксплуатации (продолжительности и дебитах циклов предшествующей работы) за период, в 5-10 раз превышающий период исследований. Если скважина эксплуатируется на упругом режиме (без ППД), необходимо учитывать всю предысторию работы скважины.

Исследования методом падения давления (КПД). Исследования методом КПД предполагают запись кривой изменения давления во времени после остановки стабильно работающей скважины в режиме нагнетания (закачки). Остановка скважины производится ее закрытием на устье.

Учитывая высокую вероятность искусственного разрыва пласта при нагнетании, время КПД должно составлять не менее 7-10 суток. Это необходимо для уверенной интерпретации кривой в условиях возникновения билинейного и линейного типов режимов течения.

Исследованиям должна предшествовать стабильная или циклическая работа скважины длительностью не менее, чем в 3-5 раз превышающей время регистрации кривой. При исследованиях прибор может находиться вблизи устья скважины, но обязательно ниже уровня жидкости.

Исследования методом индикаторной диаграммы (ИД). Исследования методом ИД предполагают измерения давления и расхода на нескольких стабильных режимах работы скважины, отличающихся дебитом (депрессией на пласты). При исследованиях прибор находится в скважине на фиксированной глубине в максимальной близости к исследуемому пласту.

При исследованиях нагнетательных скважин прибор может находиться вблизи устья скважины, но обязательно ниже уровня жидкости.

Минимальное количество режимов при исследовании методом ИД – 3, оптимальное количество режимов – 4-5. Режим минимального и максимального дебита должны отличаться по дебиту в 3-5 раз. Различия в дебитах от режима к режиму должны оставаться примерно одинаковыми.

Время работы скважины на каждом режиме должно составлять от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от дебита скважины.

По прошествии названного периода работы скважины на фиксированном режиме регистрируется значение давления на забое. По каждому режиму работы определяется средний дебит. По результатам исследований оформляется таблица значений забойного давления и соответствующего среднего дебита для каждого режима.

Исследования методом восстановления уровня (КВУ) проводятся в нефонтанирующих скважинах после снижения уровня жидкости в стволе в процессе эксплуатации (насос, газлифт и пр.) или после цикла освоения (свабирование, опробование и пр.) [4, 5, 6].

Следует различать принципиальные возможности данного метода при регистрации кривой изменения давления непосредственно на забое (КВУз) и пересчетным способом при регистрации вторичных параметров (динамических уровней) на устье (КВУУ). По сути, это два принципиально отличных метода с разной информативностью и достоверностью оценок, но относимых к единому методу оценки давления в условиях послепритока (т.е. к «КВУ»).

Таким образом, исследования могут быть выполнены путем регистрации кривой изменения давления на забое скважины во времени (КВУ3, штатный режим) или регистрации кривой изменения динамического уровня в затрубье на устье (КВУ, экспресс-исследования).

При исследованиях методом КВУ3 регистрируется непрерывная кривая изменения давления во времени на забое скважины. Если вынос жидкости на устье маловероятен, измерения проводятся при открытом устье.

При интенсивном подъеме уровня измерения проводятся при полностью закрытом устье. В последнем случае выполняется синхронная запись кривых изменения во времени забойного, буферного и затрубного давлений. Проведение измерений в скважине, подключенной к выкидной линии при открытом устье, недопустимо.

При исследованиях методом КВУУ регистрируются дискретные значения изменения динамического уровня на забое скважины. Исследования методом КВУу недопустимы в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором при обводненности продукции менее 80%. Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток. Кратковременные КВУ, длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС как абсолютно неинформативные.

Регистрация непрерывных кривых изменения давления и дебита во времени при произвольном изменении дебита. Сущность технологии состоит в синхронном определении кривых изменения во времени давления и дебита в условиях, когда дебит может меняться произвольным образом. Данный тип исследований характеризуется ограниченными возможностями по регулированию режима работы скважин. Его применяют в исключительных случаях, когда вмешательство в работу скважины либо нежелательно по условиям эксплуатации, либо вообще не возможно. В зависимости от условий проведения исследований дебит может быть определен непосредственно путем измерения либо путем расчета.

Исследования стабильно работающих скважин предполагают непрерывный контроль за изменением давления и дебита в течение межремонтного периода работы скважины. В скважинах механизированного фонда подобные исследования целесообразно проводить с помощью специальных глубинных датчиков, устанавливаемых под насосом или (в исключительных случаях) автономными приборами, помещаемыми на межремонтный период под прием насоса.

Исследования нестабильно работающих скважин (где дебит не может регулироваться) предполагают выполнение контроля за динамикой изменения давления и дебита в процессе всего цикла проводимых в скважине технологических операций, включая вызов притока, изменение дебита, восстановление давления (с фиксацией динамического уровня), нестабильный излив в режиме накопления, поглощение и пр.

Одновременно производится синхронная запись изменения во времени затрубного и буферного давлений, а также положения динамического уровня в затрубье. Для каждой технологической операции (цикла освоения и пр.) должно быть известно количество добытой жидкости (по результатам замеров в мерной емкости).

Исследования методом гидропрослушивания (ГДП). Гидропрослушивание относится к классу межскважинных гидродинамических исследований и проводится с целью определения гидродинамической связи между скважинами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта.

Технология ГДП предполагает синхронное проведение работ в нескольких скважинах. В одной из скважин (возмущающей) меняют режим работы, в остальных (реагирующих) фиксируют связанное с этим изменение давления. Возмущающей может быть действующая либо простаивающая добывающая или нагнетательная скважина. До начала исследований действующая скважина должна работать на постоянном режиме не менее 10-15 суток, простаивающая не должна эксплуатироваться в течение этого же срока. Нагнетательная скважина должна быть либо предварительно выключена, либо работать в стабильном режиме.

Возмущение состоит в изменении состояния скважины (остановки, пуска, изменения дебита). Достаточность возмущения подтверждается обязательным специальным расчетом или оценкой характера взаимодействия скважин с помощью гидродинамического моделирования (например, с помощью ПО «Eclipse» или «Well Test»). Реагирующими могут быть пьезометрические, простаивающие и специально остановленные добывающие скважины вблизи возмущающей скважины.

Реагирующие скважины должны простаивать перед исследованиями не менее 10-15 суток. При выборе реагирующих скважин обязательно соблюдать следующие условия:

• реализация спуска манометра под уровень жидкости;

• наличие гидродинамической связи ствола скважины с пластом.

В длительно простаивающих скважинах перед установкой в них измерительной аппаратуры должны быть выполнены специальные исследования по оценке сообщаемости ствола с вмещающим пластом путем долива жидкости или способом «оттартывания». В скважинах с загрязненным забоем необходимы дополнительные работы по его очистке.

В реагирующих скважинах проводится непрерывная запись во времени кривых изменения давления на забое. Регистрация давления начинается не менее, чем за сутки до изменения режима работы возмущающей скважины, и продолжается в течение расчетного времени реагирования. Расчетное время обосновывается с помощью гидродинамического моделирования (с использованием ПО «Eclipse» или «Well Test»).

2 СИСТЕМООБРАЗУЮЩАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

И ДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРИ

ГЕОМОНИТОРИНГЕ И ГЕОМОДЕЛИРОВАНИИ

ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

2.1 Принципы интерпретации и динамического анализа результатов промыслово-геофизического контроля Эффективная разработка месторождений нефти и газа возможна при условии высокой степени изученности геологии залежей, а также динамических процессов при выработке запасов. В настоящее время ни один из крупных объектов разработки не должен и не может эксплуатироваться без опоры на соответствующие цифровые динамические модели залежей (детальную геологическую модель, гидродинамическую модель, модель разработки).

Информационной начинкой при создании этих моделей являются: совокупные результаты специальных гидродинамических и геофизических исследований на месторождении, подробная история разработки, данные промыслового и геофизического мониторинга в процессе разработки. Необходимым условием современного информационного обеспечения для проектирования разработки месторождений стало применение передовых программно-вычислительных комплексов. Признанными лидерами в разработке программного обеспечения для геомоделирования являются зарубежные компании (LandMark, Schlumberger, SSI, Roxar и др.).

Конечной целью совместных промысловых и геофизических мероприятий по контролю разработки месторождений является получение достоверной информации о состоянии продуктивности пластов с целью выбора оптимальной системы разработки залежи, обеспечивающей максимальное извлечение из недр запасов нефти или газа.

На протяжении нескольких десятилетий совершенствовался механизм получения необходимых для решения указанной задачи данных. Направления выполняемых исследований ПГК достаточно разнообразны.

В их числе: оценка начального и текущего насыщения, изучение фильтрационных параметров пластов, характеристик их выработки и обводнения; оценка технологических параметров режима работы скважины; изучение технического состояния скважины, поиски путей оптимизации работы подъемника и др. С целью решения всего спектра указанных задач разработаны специальные модификации геофизических методов (ПГИ) и многорежимные технологии изучения эксплуатационных скважин, включая исследования в процессе насосной эксплуатации, в режиме накопления и пр. К настоящему времени осуществлены разработки новых подходов в изучении динамических фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинном пространстве.

Интерпретационная и аналитические службы обеспечивают наиболее ответственный этап в информационном обеспечении геомоделирования и проектирования разработки месторождений. В отличие от оперативной обработки исходных материалов, комплексная и обобщающая площадная интерпретация – это сложный технологический процесс, требующий высокой квалификации исполнителей и подразумевающий использование самого современного отечественного и зарубежного программно-методического обеспечения. Методические основы технологии обобщающей площадной интерпретации совместных результатов ГИС и ГИС-контроля (включая результаты промыслово-геофизических исследований в обсаженных скважинах – ПГИ) впервые были изложены в работах Дахнова В.Н. Ранее частичная реализация таких технологий осуществлялась тематическими партиями геологоразведочных предприятий в виде ручных обобщений сводных геологических и промысловых данных с построением различных карт и профилей, иллюстрирующих процессы вытеснения при заводнении.

Далее, существенно больший прогресс в развитии технологии площадных и динамических обобщений был достигнут на этапе приобщения материалов промысловых (ТИ) и особенно гидродинамических исследований пластов и скважин (ГДИС). Технологии ГДИС не следует разделять с аналогичными по способам исследований пластов и скважин методами ПГИ. Ведь по своей физической природе эти «промысловые методы» являются модификациями известных способов геофизических исследований эксплуатационных скважин, которые могут быть выполнены на фиксированных точках глубин во времени с помощью таких геофизических методов, как барометрия, расходометрия и некоторые другие.

В настоящее время определенные успехи в широком практическом внедрении методик как обобщающей, так и системообразующей интерпретации имеются у многих производственных геофизических и добывающих нефтегазовых компаний. Основным технологическим элементом существующих информационно-аналитических систем ПГК стало специализированное программно-методическое обеспечение (компьютеризированные обрабатывающие комплексы совместно со специализированными системами динамического анализа результатов) [3]. Пример организации такого автоматизированного комплекса в компании СИБНЕФТЬ приведен на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 – Пример организации в нефтяной компании автоматизированного комплекса, предназначенного для системообразующей интерпретации Начало развитию отечественных систем автоматизированного площадного и динамического анализа совокупных результатов промыслового и геофизического контроля положили научно-исследовательские и проектноизыскательские работы, выполненные на кафедре ГИС РГУНГ им. Губкина.

Таким образом, в настоящее время актуальность и значимость проблемы обязательного использования при проектировании как с исходной геологической и промысловой информации, так и комплексных результатов ГИСПГИ-ГДИС (полученных на этапе контроля разработки месторождения) подтверждена многолетним опытом ведения таких работ в России.

Основные факторы, тормозящие более широкое внедрение этой технологии – это низкий охват и низкое качество выполняемых на местах исследований. Необходимый контроль качества полученных исходных данных ПГИ-ГИС или ГДИС реально достигается именно после выполнения площадного анализа. На этапе последующей передачи результатов для использования их в уточнении геологической и гидродинамической моделей существуют конкретные требования к достоверности полученных параметров, а также есть альтернативные способы их оценки (например, путем математического моделирования фильтрационных процессов).

Без доведения исходной геофизической информации до стадии построения динамической модели всего месторождения (залежи) эффективность любых системных исследований по контролю разработки будет искусственно занижена. Фактически получается, что для данной проблемы «глобализация цели» – это реальный способ достигнуть нормативного уровня по качеству и количеству исходной промысловой и геофизической информации на месторождении. В связи с этим, в частности, в РФ и в отдельных добывающих компаниях в последнее время были разработаны соответствующие регламенты по этапности и комплексированию мероприятий ГИС-контроля на месторождениях нефти и газа [3-8] 2.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического анализа в промыслово-геофизическом контроле Обобщающая интерпретация данных ГИС – результат фильтрации и селекции большого объема данных, характеризующих стационарное состояние объекта исследования. Помимо результатов специальных технологий по изучению сложных систем, значительная доля информации может быть получена в случае правильной организации сбора материалов стандартных исследований. Поэтому структурная организация совокупных промысловых и геофизических параметров позволяет использовать их при дополнительной обработке.

Таким образом, усовершенствование и усложнение стандартных процедур обработки исходных данных – еще один путь получения новой информации. При этом алгоритмы обобщающей интерпретации могут быть достаточно нетрадиционными в сравнении с привычным для ГИС уровнем комплексной интерпретации. Помимо известных способов статистических и площадных обобщений, можно использовать такие формы обработки избыточной информации, как индикаторные способы, спектральные обработки и др. Реализуя на практике различные технологии обобщающей интерпретации для данных ПГК, в результате добиваются получения нового типа информации (геометрические распределения пластовых свойств, причины аномального изменения отдельного свойства объекта и др.).

Отличие понятия «системообразующая интерпретация» от «комплексной и обобщающей» состоит в решении задач для эксплуатационных объектов уровня «пласт-залежь-месторождение» с учетом динамики происходящих при их разработке процессов. Одной из таких задач является воссоздание исходного состояния исследуемых объектов. Таким образом, основное отличие рассматриваемого понятия от «обобщающей интерпретации» состоит в возможности создания локальных цифровых динамических моделей для исследуемого объекта. Это расширяет область применяемых при интерпретации программнометодических средств. Наблюдается переход от достаточно жестких алгоритмов функциональных преобразований исходных данных (комплексная параметрическая и целевая интерпретации) к численным задачам и ограниченному геомоделированию (секторные модели для части объекта или экспресс-модели отдельных свойств для всего рассматриваемого объекта).

Одним из примеров использования таких моделей являются сложные технологии гидродинамических межскважинных исследований. Их сущность состоит в совместном анализе результатов долговременных измерений давления и дебита для выбранного блока залежи. В процессе интерпретации результатов такого исследования решается задача воспроизведения истории разработки. Одновременно уточняется геометрическое строение залежи и гидродинамические параметры пласта. Такая задача не может быть успешно и однозначно решена без всей совокупности геолого-промысловой информации о пласте. Созданная на этой основе секторная модель одновременно является инструментом исследования залежи и накопления информации о ней. На уровне системообразующей интерпретации происходит смыкание областей промысловогеофизического контроля залежи и создание ее динамической модели.

Примером реализации такого подхода являются технологии длительного гидропрослушивания на заключительных стадиях разработки месторождения, когда объеком исследования является уже не околоскважинное пространство, а сектор пласта.

3 ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ СИСТЕМНЫЙ

КОНТРОЛЬ ЗА ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Обобщая методологические разработки Масленникова В.В., Ремизова В.В. (1993), Коноплева Ю.В. (1996) и др., под системностью контроля за разработкой месторождений можно понимать восприятие объекта изучений как целостной системы, состоящей из комплекса элементов разной сложности (иерархичности), находящихся во взаимосвязи и взаимодействии.

Таким образом, системность подхода в изучении сложно организованной технической структуры залежи в первую очередь подразумевает необходимость широкого использования научно обоснованных качественных и количественных комплексных повторяющихся промысловых и геофизических исследований, позволяющих своевременно и эффективно осуществлять регулирование разработки месторождения [2, 3].

Другое назначение системного контроля разработки месторождений состоит в информационном обеспечении управления процессами разработки, включая обеспечение необходимыми данными постоянно действующих моделей залежей (ПДГТМ). Системный контроль объединяет возможности промыслового (технологические исследования – ТИ), гидродинамического (ГДИС) и геофизического контроля (ПГИ-ГИС). ПГИ-ГИС вместе с ГДИС вместе составляют предмет ГИС-контроля [2, 3].

Принципы контроля разработки могут быть определены в соответствии:

• с поставленными задачами и обеспеченностью их решения средствами промыслово-геофизического контроля или геомоделирования;

• с особенностями геологического строения и принятой системой эксплуатации месторождения, стадией его разработки и • с полнотой и достоверностью уже полученного информационного обеспечения.

Системный промысловый и геофизический контроль разработки месторождений преследует достижения следующих целей [3].

1. Детализация геологического строения (включая оценки гидродинамической связи между пластами и скважинами), оценка запасов углеводородов.

2. Прогноз добывных возможностей продуктивных пластов с учетом планируемой динамики изменения физико-химических свойств пластовых флюидов.

3. Мониторинг добычи продукции на устье (индивидуально для каждого лицензионного участка).

4. Оценка характера выработки нефти (газа) при заводнении пластов, выявление направления фильтрационных потоков, поиск целиков.

5. Оценка текущей и остаточной нефте(газо)насыщенности в отдельных частях залежи и в пластах.

6. Контроль за перемещением ВНК и ГНК в процессе разработки.

7. Контроль энергетического состояния пластов, расчет гидродинамических параметров резервуара.

8. Контроль за технологическими параметрами эксплуатационных скважин и их технического состояния (профилями притокапоглощения, перетоками, интервалами обводнения).

9. Контроль эффективности проводимых ГТМ, РИР.

Таким образом, системный контроль подразумевает систему мер по исследованию скважин и пластов с целью изучения процессов эксплуатации и выработки для своевременной корректировки схем и проектов разработки, принятия мер по ее регулированию.

Основные проблемы, связанные с недостаточной для проектирования и оптимизации разработки месторождений информацией ПГИ и ГДИС, состоят в низком охвате месторождения данными ПГИ-ГДИС и результатами:

• опробования (включая проведенные на стадии разведки);

• низком качестве результатов исследований, выполненных до широкого внедрения цифрового способа регистрации (нарушения технологии исследований и обработки);

• отсутствии на месторождении опорных сетей для ПГИ-ГДИС и наблюдательных скважин (невозможность прямой оценки динамики изменения Кнг пласта);

• дефиците «базовых» (полноценных) исследований ПГИ-ГДИС;

• проблемах с документированием материалов ПГИ-ГДИС;

• неточности промысловых оценок продуктивности, скин-фактора S, т.п;

• проблемах детализации геологической модели по ГИС и сейсмике.

В настоящее время оценки системного ПГК удается проводить только на крупных месторождениях, обладающих продолжительной историей разработки и значительным охватом исследований скважин. Информационное обеспечение значительно выигрывает, если на месторождениях имеется достаточное количество специальных объектов наблюдений – наблюдательных (контрольных) скважин. Отсутствие системного ГИСконтроля на отдельных месторождениях (особенно на сложных и крупных) существенным образом снижает на них эффективность проводимых мероприятий по разработке.

Таким образом, в основе системного ПГК эксплуатационных объектов лежит организация определенных циклов и уровней движения геофизической и геолого-промысловой информации. Схемы движения этой информации отражают принцип естественного усложнения процесса познания, связанного с:

• накоплением все большего числа информационных параметров на последующих уровнях интерпретации;

• усложнением моделей взаимодействия вследствие необходимости учета пространственно-временных факторов;

• необходимостью учета условий в работе скважины, пластов и залежи.

3.1 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование Контролирующими процесс разработки органами установлены необходимые для соблюдения условия системности ПГК требования по охвату и периодичности исследований объектов различными видами гидродинамических и геофизических исследований. В прямой зависимости от этих требований находятся правила комплексирования методов и технологий ПГИ-ГДИС (или ГИС-контроля).

Условия проведения исследований определяются геологическими особенностями залежи, назначением скважины, ее конструкцией, техническим состоянием, физическими свойствами флюидов в стволе скважины, состоянием и поведением пластов, вскрытых скважиной. Скважины, находящиеся под давлением, при производстве замеров требуют применения на устье специального шлюзового оборудования (лубрикатор, сальники).

Комплексирование методов ГИС – контроля также зависит от решаемой задачи и существующих условий в скважине или пласте в процессе измерений. При составлении программы исследований в конкретной скважине в зависимости от цели исследования и с учетом ожидаемых во время исследования в скважине условий должны оптимальным образом комбинироваться методы и технологии (в том числе и с учетом информации предшествующих исследований и исследований соседних скважин). В таблице 3.1 приведены принципы комплексирования методов и технологий ГИС-контроля, рекомендуемые при решении основных задач контроля разработки месторождений нефти и газа (федеральный РД 153-39.0-109-01) [3].

Комплексирование ПГИ-ГДИС при контроле разработки Группа стандартных задач.

Наименование стандартной задачи.

Комплекс методов промы-слово-геофизических исследований (ПГИ) Примечание (объекты, технология исследований, этапность, др. – для отдельной задачи)

I. КОНТРОЛЬ ЗА ВЫРАБОТКОЙ ПЛАСТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ

НЕФТИ ИЛИ ГАЗА

I.I Определение профиля притока или приемистости, оценки состава притока 1. Профиль (ин- РМ_Ж, ТА, ТМ Добывающие нефтяные, водотервалы) притока заборные скважины. Скважины 2. Профиль (ин- РМ_Г, ТА, ТМ, ШИ Добывающие газовые скватервалы) притока жины. Скважины в процессе 3. Дебиты (интер- РМ_Ж Многоком- Добывающие нефтяные, водовальные) притока понентная смесь заборные скважины. Скважижидкости* (нефть+вода) ухуд- ны в процессе освоения. Замешает точность коли- ры в динамике. Охват – до 10%, 4. Дебиты (интер- РМ_Г Наличие жид- Добывающие газовые сквавальные) прито- кости в потоке сни-жины. Скважины в процессе ка газа жает точность коли-освоения. Замеры в динамике.

ненность* обводненность* тока* тервале оценки состава притока* 9. Профиль (интер- РМ,_Ж, ТА, ТМ, ШИ Нагнетательные скважины. Охват 10. Профиль (интер- РМ_Г, ТА, ТМ, ШИ Нагнетательные скважины по газу.

I.II Работающие толщины пласта 1. Работающие тол- Серия ТМ, ШС, РМ, Добывающий фонд скважин.

затронутые процессами выработки 4. Обводненные Серия ТМ, ГК (по То же, применение методов РК, (обводняющиеся) радиогеохимическому АК – по необходимости толщинынеперфори- эффекту РГЭ), ШС рованного пласта (ШИ), ВАК, ИНК 5. Обводнен- То же и методы оценные (обводняю- ки состава (ВЛ, ПЛ, щиеся) толщины РИ, БМ) перфорированного пласта 6. Коэффициент вы- ИННК с закачкой MB, Добывающие скважины. Фонотеснения вырабаты- УКК вые замеры, замеры при закачке

II. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ СВОЙСТВ ПЛАСТА

II. I Оценка параметров режима работы скважины и энергетических свойств пласта 1. Устьевые: давЗамеры во време- Эксплуатационный фонд скваление (буферное, ни на замерной уста- жин. Еженедельные наблюдезатрубное и в межновке или на устье- ния (в том числе, автономнытрубье), темперавых БМ, ТМ ми датчиками под ЭЦН) тура* Замеры во времени БМ, в отдельных случаях – перерасчеты по устье- Эксплуатационный фонд сквавым давлениям или жин. В процессе проведеЗабойное давле- по динамическим ния ГДИС или ПГИ. Охват 4. Депрессия пласт(ы) *** 5. Фактическая по жидкости*** 6. Фактическая фазовая (по нефти, по То же, плюс уточТо же для нефтяных или газогазу) удельная про- ненная информация дуктивность пла- о фазовых дебитах ста *** 7. Динамические Динамический изменения фак- (временной) анаЭксплуатационная скважина.

тической фазовой лиз всех результатов скважине (во вре- дельной скважине, 8. Изменения фак- (пространственный) Фонд эксплуатационных скватической фазовой анализ результате! жин по всему месторождепродуктивности по ГДИС-ПГИ для всех нию. Охват ЭФ не менее 20- площади (объему) скважин, эксплуа- %, периодичность порядка Расчеты на основаКоэффициент нии данных о прони- Опорная сеть эксплуатаципотенциальной цаемости по ГДИС, онных скважин, равномерно продуктивности работающих эффек- охватывающая залежь. Охват пласта по жидко- тивных толщин и ре- ЭФ не менее 20-30 %, периости*** альном радиусе кон- дичность порядка 0.5-1 года 10. Коэффициент То же, плюс теку- То же потенциальной фа- щая информация о зовой (по нефти, вытеснении нефти по газу) продук- (газа) из пласта тивности *** 11. Прогноз из- То же, плюс менения по- гидродинамическая тенциальной (фильтрационная) продуктивности модель месторожпласта при после- дения, обобщающая дующей разработ- данные по истории ке месторожде- разработки, ФХИ ния*** 12. Динамика из- ТМ в статике ЭФ (выборочно при ПГИ), КФ туры пласта* II.II Оценки фильтрационных свойств пласта 1. Гидропровод- замеры во времени в Разведочные скважины Фонд ность дальней кровле пласта БМ эксплуатационных скважин по 2. Проницаемость Замеры во времени То же, охват ЭФ 10-20%, педальней зоны пла- на забое БМ риодичность 1 год, для опорста (с учетом ной сети базовых ГДИС – 0. ПГИ) эффективной толщины) * 3. Гидродинамиче- ГДП, поточечное Эксплуатационные добываюские связи продук- испытание (БМ), щие и нагнетательные сквативных толщин по трассирование филь- жины. По программе спец.

вертикали в даль- трационных потоков исследований (ГДП, трассироней зоне пласта** вания) II. III Оценки изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне 1. Гидропровод- Замеры во времени в Разведочные скважины Фонд ность ближней кровле пласта БМ эксплуатационных скважин по призабойной закупоренное™* 3. Скин-фактор* 4. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины* III.I. Оценки состояния продукции в стволе работающей скважины Добывающие скважины. В процесУровень жидкости в стволе (экс- се 111И с определением притокплуатационной колонне илиНКТ)* состава (см.п. П.Т)ЭХ (уровни) или пространстве(ЗТ)* Добывающие скважины с многокомпонентной продукциФазовые уровни в стволе (эксей. В процессе ПГИ с определеплуатационной колонне илиНКТ)* 4. Состав смеси на забое в стволе (эксплуатационной колонне или скважины, оборудованные электроДинамика изменения уровней центробежным насосом. Периодичжидкости (работа ЭЦН) * ность определяется мероприятиями Добывающие нефтяные и газоконИнтервалы разгазирования нефденсатные скважины. Периодичти в стволе при снижении забойноность – по необходимости (при созго давления ниже давления насыдании условий для разгазирования щения III. II Определение межпластовых перетоков (по стволу) 1. Интервалы Прямые замеры РМ (кровля-подошва) совместно с БМ(ПЛ), Эксплуатационные сквамежпластовых пере- ВЛ. РИ (с закачкой со- жины, в процессе освоетоков* левых MB). Серия ния, простаивающие (в неНаправления ТМ на переходных обсаженных или перфоримежпластовых пере- режимах с выходом рованных участках ствола).

токов* на стабилизацию про- В процессе ПГИ с опредецесса, ШЙ, КНАМ, лением «притока-состава»

3. Тип флюида в межпластовом пере- ИНГК с применением (см. охват и периодичность токе) ** 4 Дебиты межпластовых перетоков IV.I Оценки эффективности вскрытия пласта (по необходимости) 1. Охват продуктивно- ЛМ, ГГДТ, ЭМД, МК вскрытия пласта) * динамике 3. Эффективность с закачкой MB) или меизоляции пласта по- тоды оценки насыщесле КРС (герметич- ния в ближней зоне ность «пластыря» (ИНК, ВАК) или ТМ, в месте бывшего БМ и методы оценфильтра) ки притока (приемистости) в динамике IV.II Оценки эффективности очистки призабойной зоны 2. Эффективность кисло-тоной обработпритока, ГК КО ки* 3. Эффективность АВ воздействия на ТМ, методы оценки при- То же после проведения или др. * IV.III Оценки эффективности воздействия на дальнюю зону пласта гидроразрыва плаки притока, ВАК соответствующих мероста* 2. Эффективность термогид- ТМ, методы оценки То же после проведения действий*

V ВЫЯВЛЕНИЕ И ОЦЕНКА ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ

межпластовых пере- способы: ГК (с закачкой 2. Пространство То же. Дополнительно То же межпластовых перето- методы оценки профиля 3. Направления Серия ТМ, МНА, КНАМ, межпластовых перето- ШС, а также активные межпласто-вом пере- ИНК -для газа, КНАМ токе (включая обна- дополнительно к инфорружение источни- мации ГИС по открытока поступления воды му стволу чере: перфорированные интервалы)* 5.Дебиты межпласто- Серия ТМ на переходвых перетоков сни- ных режимах при смезу (для жидкости свы- не депрессии и в статике ше 0.5 м7сут., газа 500 во времени – с момента н.м3/сут.)* остановки (спец. методиДебиты межпласто- ки оценки) вых перетоков сверху (для жидкости свыше 3 м3/сут., газа н.м3/сут.)* * – задачи, решаемые геофизическими методами без активного управляемого воздействия на скважину или пласт.

** – задачи, решаемые на основе специальных технологий исследования при активном управляемом воздействии на объект исследований.

*** – задачи, решаемые при анализе накопленной информации без проведения дополнительных исследований.

Геологической службе при формировании конкретных программ ПГИ-ГДИС, когда требуется конкретизация комплекса и технологии измерений, необходимо знание конкретных типов объектов исследования и вероятных условий проведения исследований (с установившимися или переходными режимами работы каждого из объектов). Условия проведения измерений в первую очередь подразумевают использование информативных возможностей различных технологических приемов, применяемых в комплексных исследованиях в зависимости от режимов работы скважины на всех этапах проведения ГИС-контроля [2, 3].

В длительно простаивающих скважинах (неработающих, наблюдательных) выполняют измерения, которые сопоставляют с фоновыми замерами с целью выявления локальных аномалий, связанных с выработкой продуктивных пластов и нарушениями технического состояния ствола. Технология предусматривает выполнение замеров одиночными методами с периодичностью от нескольких недель до нескольких месяцев.

Есть особенности ПГИ скважин в стадии их освоения (не работавших ранее) и скважин КРС (длительно работавших ранее при насосной эксплуатации).

В эксплуатируемых скважинах проводят комплексы технологического, эксплуатационного и геолого-промыслового контроля. Для этой цели используют следующие технологии измерений.

В скважинах, работающих со стабильным расходом (нагнетательных, фонтанных), последовательно проводят: измерения на технологическом режиме эксплуатации; серию измерений на установившихся режимах, отличающихся депрессией на пласт; серию разновременных измерений непосредственно после прекращения эксплуатации; регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых восстановления давления и температуры после прекращения эксплуатации; серию разновременных измерений непосредственно после пуска или изменения дебита скважины; е) регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых стабилизации давления и температуры после пуска или изменения дебита.

В скважинах, работающих с нестабильным расходом (компрессируемые, свабируемые, работающие в режиме накопления и др.), а также в осваиваемых малодебитных скважинах, характеризующихся нестационарными условиями исследований, используют следующие технологии: регистрация серии разновременных диаграмм по глубине в процессе изменения режима работы скважины (или ее возбуждения), а также на последующем этапе затухания притока; регистрация на фиксированной глубине кривых изменения во времени давления и температуры при пуске или изменении режима работы скважины (в том числе кривых изменения давления на забое скважины при подъеме уровня жидкости в стволе); регистрация кривых изменения во времени давления на устье скважины (на буфере, в межтрубье) и на забое; фиксация текущего местоположения фазовых уровней (уровней жидкости и раздела «вода-нефть») эхолотом или путем регистрации непрерывных диаграмм методами оценки состава флюидов в интервале перемещения уровней.

В скважинах, работающих в нестационарном режиме с нестабильным расходом (свабируемых, работающих в режиме накопления и пр.), проводят весь комплекс измерений технологического, эксплуатационного и геолого-промыслового контроля. Основные элементы технологии измерений следующие: регистрация диаграмм изменений геофизических параметров по глубине на технологическом режиме эксплуатации и в остановленной скважине (при простое скважины 5-10 часов и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима скважины (температуры, давления, дебитов газа, нефти, воды); регистрация диаграмм изменений геофизических параметров во времени на серии установившихся режимов нагнетания (отбора), отличающихся депрессиями на пласты (после стабилизации параметров на каждом режиме в течение 5-10 часов и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима (температура, давление, дебиты флюидов);

регистрация серии разновременных диаграмм по глубине в простаивающей после эксплуатации скважине (через 0.5-2, 3-5, 7-10, 15-24 часов после прекращения эксплуатации); регистрация на фиксированной глубине кривых изменения во времени давления и температуры в простаивающей после эксплуатации скважине (в период от 5-10 до 24 и более часов в зависимости от интенсивности предшествующей работы и фильтрационных характеристик пласта); регистрация серии разновременных диаграмм по глубине непосредственно после пуска или изменения дебита скважины – через 0.5, 1, 2, 3, 5 часов; регистрация на фиксированной глубине кривых изменения во времени давления и температуры после пуска или изменения режима работы скважины (в период от 1-2 до 5-10 часов в зависимости от дебита скважины).

В малодебитных скважинах, работающих в режиме пульсирующего газожидкостного потока, дополнительно проводят регистрацию временных флуктуаций параметра давления и других методов изучения «притоксостава». Продолжительность цикла регистрации флуктуации составляет 10-20 минут. Измерения проводят в обособленных интервалах конструкции скважины (в НКТ, колонне выше продуктивной толщи, между основными совместно эксплуатируемыми объектами, в зумпфе при подозрении на его негерметичность) в перерывах между измерениями этих параметров в динамическом режиме в заданном интервале изучения скважины.

Дополнительные требования к условиям проведения и технологии ГИСконтроля обусловлены необходимостью получения данных разновременных измерений для их последующего сравнительного анализа и выявления на этой основе характеристик флюидов в стволе скважины, продуктивных пластов и эксплуатируемых залежей. Важны также требования, связанные с контролем качества первичных данных: получение начальных (фоновых) характеристик изучаемого объекта (естественной гамма-активности, нейтронных параметров, упругих свойств, естественного температурного поля, состояния обсадной колонны и цементного камня, эффективных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород, характеризующих его до начала эксплуатации залежи); регистрацию при каждом исследовании положений муфт обсадной колонны, ГК или НК для привязки данных измерений; определение текущего состояния многолетнемерзлых пород и конструкций скважины в интервале их залегания; выполнение исследований полным комплексом методов, предназначенных для решения задачи; выполнение исследований в интервале, превышающем по протяженности изучаемый объект (с целью получения данных против опорных пластов и в интервалах глубин с невозмущенными характеристиками); выполнение повторного измерения по всему интервалу основной записи при условии постоянного режима работы скважины; исследования в эксплуатационных и перфорированных наблюдательных скважинах, где существует опасность избыточного давления на устье (с применением лубрикаторов); согласование методики ПГИ с условиями и очередностью технологических операций в скважине.

Активные технологии применяют в скважинах, находящихся в эксплуатации, когда стандартные технологии оказываются неэффективными и заключаются в проведении геофизических измерений в процессе активных воздействий на пласты, которые включают следующие методы воздействия: химические – обработки пород соляной, плавиковой и другими кислотами; термические – прогрев пласта либо закачка в пласт воды с другой температурой; гидродинамические – снижение и повышение уровня флюидов в скважине, методика переменных давлений; закачку в исследуемые пласты меченых веществ (MB), которые представляют собой жидкости, обогащенные искусственными радиоактивными изотопами (ИР) либо содержащие вещества с аномальными свойствами поглощения нейтронов; наведение искусственной гамма активности пород.

Последовательность операций при активных технологиях включает проведение серии измерений: фоновых – до начала воздействия, в процессе воздействия, непосредственно после воздействия и в ходе расформирования эффектов, вызванных воздействием.

Наиболее простые и распространенные комплексные задачи ПГИ сводятся к следующим: определение интервалов и профиля притока; определение интервалов и источника обводнения; определение интервалов заколонной циркуляции, перетоков флюидов; определение технического состояния колонны; определение текущего насыщения эксплуатируемых пластов.

Однозначность решения задачи зависит от величины дебита и степени обводненности продукции (высокие значения первого фактора и низкие второго – способствуют однозначности решения задач). Другими негативно влияющими здесь факторами являются: низкая отработка скважины, несоблюдение технологии работ (например, компрессирования, если пласт оказывается задавлен заполняющей ствол жидкостью), эксплуатация одной скважиной сразу нескольких нефтяных пластов, замена технической воды на нефть при освоении скважины (трудности отбивки ВНК, если происходит перераспределение «чужой» нефти в затрубье и НКТ), сложная динамическая ситуация в распределении фаз продукции в интервалах ствола скважины и неготовность применяемого АО зафиксировать эти особенности потока.

Кроме того, в список практикуемых в ряде компаний задач входят работы по ликвидации гидратно-парафиновых отложений (ГПО) приборами с нагревателями на кабеле (характерных для газовых и газонефтяных месторождений Западной Сибири).

К сожалению, в большинстве нефтяных компаний сложилась ситуация, когда основной объем ПГИ (до 2/3) проводится в пробуренных скважинах на стадии их освоения или при проведении КРС. Еще около 30% объемов исследований – это ПГИ в нагнетательных скважинах. Удельная же доля исследований по контролю текущей насыщенности и оценкам динамики изменения ГВК-ГНК составляет не более 1-2%. Причем среди последних обычно преобладают ПГИ (на основе методов РК) в неперфорированных интервалах с целью доразведки, а не оценки степени выработки эксплуатируемых пластов.

Во многих регионах России фонтанные скважины практически отсутстствуют, а большинство добывающих характеризуется низкими дебитами (до 10 м3/сут). Поэтому здесь условием выполнения исследований является возбуждение скважин одним из существующих методов.

Современные научно-технические достижения в области ПГИГДИС позволяют расширить список решаемых задач промысловогеофизического контроля. Так, появилась принципиальная возможность некоторые методы ГИС открытого ствола распространить на условия обсаженных скважин: ИК и ДК – при обсадке забоя стеклопластиковыми хвостовиками; оценки УЭС пластов через металлические обсадные колонны (типа «CHFR», хотя этот метод из-за слабой дифференциации глин и водонасыщенных пластов – проблематичен при выделении коллекторов с низкими УЭС=5-9 Омм); поточечное опробование пласта через обсадную колонну с оценкой проницаемости отдельных толщин (типа «CHDT»). С приходом на российский рынок западных технологий появились надежные средства доставки на забой ГС приборов ПГИ (PLT), одновременно учитывающих особенности многофазных расслоенных потоков (типа «FlagShip»), Стандартные комплексы PLT могут теперь успешно решать проблемы оценок фазовых профилей притока даже в условиях сложного по структуре газожидкостного потока (на основе многодатчиковых систем оценки состава типа «FCIT-FloView», «GHOST», а также алгоритмов решения уравнений многофазных потоков). Широко применяются методы оценки текущей нефте- и газонасыщенности, не зависящие от степени минерализации пластовых вод (УКК (С/О), ВАК). В области изучения технического состояния скважин нормой становится применение магнитоимпульсных дефектомеров и сканеров внутренней поверхности труб. Апробированы спектральные модификации шумометрии, позволяющие разделять в скважине шумы фильтрации в поровом пространстве пластовых флюидов, определять работающие толщины пласта, оценивать состав заколонных перетоков [3].

Благодаря комбинированному сочетанию информативности прямых методов исследований ПГИ-ГДИС и методов математического геомоделирования в систему ПГК могут быть введены существенные корректировки как для опорных сетей скважин (что позволяет уменьшить число скважин в опорных сетях с десятков % до единиц %), так и для периодичности и комплексирования методов измерения. Такие корректировки должны быть предложены в рамках подготовки «Проекта разработки месторождения» и одобрены соответствующими государственными контролирующими органами (ЦКР, ГКЗ и др.) при защите проектных документов. В отдельных случаях (при внедрении принципиально новых, более эффективных систем промыслового и геофизического мониторинга) стандартные требования по периодичности исследований скважин и их комплексированию должны быть пересмотрены в рамках подготовки новых редакций проектной документации.

На основании опыта организации ряда крупных добывающих компаний производственных систем промыслового и геофизического мониторинга разработки нефтяных месторождений в Западной Сибири представлены минимальные требования к опорным сетям ПГИ и ГДИС раздельно по решаемым задачам.

С учетом вышесказанного предлагаются (таблица 3.2) следующие диапазоны критериев по системности организации ПГИ-ГДИС-ФХИ на месторождениях при проведении геолого – технических мероприятий [2, 3].

Диапазоны допустимых критериев по охвату и периодичности стандартных комплексов ПГИ состав воднения, прие- перето- ВНК, ГВК, техни- тиче- ГДИС Системный промыслово-геофизический контроль и его комплексирование -фонтанные газлифтные фонтанирующего ДФ сного ДФ борные Периодичность ПГИ и сопутствующих ГДИС: «KB» – раз в квартал, «ПГ» – раз в полгода, «Г» – раз в год, «n-Г» — раз в п лет, «КР» — при проведении КРС (после КРС, при необходимости — и до КРС), «НЕ» – по необходимости, «РВ» – разовые, -/- – до и после стабилизации обводнения.

Дополнительные требования по системности контроля вспомогательных для ГИС-контроля промысловых параметров:

• технологических измерений ТИ (замеров, выполняемых на устье эксплуатационных скважин) – таблица 3.3;

• физико-химических исследований (ФХИ) проб продукции.

Эффективность ПГИ определяется многократностью проведения замеров при смене условий (режимов) в скважине. Обычно для технологий ПГИ используют следующие режимы работы скважины [3].

1. Скважина работает со стабильным дебитом в режиме фонтанирования. Последовательно проводят ГДИ в технологическом режиме; серию замеров на установившемся режиме при различных депрессиях и непосредственно после прекращения эксплуатации; регистрацию на фиксированных глубинах КВД и температуры после прекращения эксплуатации; серию замеров после пуска или изменения дебита, запись на фиксированных глубинах во времени кривых стабилизации давления и температуры.

2. Скважина работает с нестабильным или низким дебитом в процессе освоения. Нестационарные условия исследований: регистрация разновременных диаграмм по глубине при изменении режима работы скважины или затухании притока; изменение во времени давления и температуры; регистрация кривых изменения давления на устье и на забое; фиксация текущего положения Периодичность вспомогательных технологических измерений (замеров, выполняемых на устье эксплуатационных скважин) 1.1 ДФ танные 1.2 ДФ лифтные борные Периодичность промысловых технологических измерений: «ЕЖ» – ежедневно, «ЕН»

– еженедельно, «ЕМ» – ежемесячно, «2М» – 2 раза в месяц, «KB» – раз в квартал, «Г»

– раз в год, – / – - автоматизированный и ручной способы измерений.

3. Скважина работает в нестационарном режиме с нестабильным дебитом, измерения повторяют в технологическом режиме эксплуатации и в остановленной скважине (после 5-10 часов и более) с одновременной регистрацией устьевых температуры, давления, дебита газа, нефти, воды; на нескольких установившихся режимах нагнетания (отбора), отличающихся депрессиями после их стабилизации; в простаивающих скважинах; замеры после пуска или изменения дебита через: 0.5, 1, 2, 3, 5 часов и т.д.

4. В малодебитных скважинах, работающих в режиме пульсирующего потока, дополнительно проводят флуктуационные (изменение уровня) измерения.

3.2 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость Обеспечение оценок работающих толщин, состава и профиля притока, приемистости. Оценки работающих толщин пласта могут быть выполнены при включении в комплекс ПГИ методов: ТМ, ШИ и ШС-А,Э, НК, ГК (при фиксации эффекта РГЭ) в сопоставлении с результатами РМ, ТА, опробователей. Обязательным условием такой технологии является запись параметров на технологическом (или близких к нему) режимах работы скважины [3].

Оценки профиля притока (приемистости) для пласта могут быть получены на основании кривых методов РМ (лучше, если они при замере обеспечивают пакеровку пространства между прибором и обсадной колонной), реже ТА (только если поток – гомогенный), а также с использованием поточечных опробователей пласта (типа «MDT», «CHDT»).

Состав притока в скважине, эксплуатирующей (опробующей) один пласт, интегрально может быть определен по устьевому дебиту. Дифференциально состав притока оценивают косвенно (распространяя измеряемые параметры состава в стволе с возможным распределением флюидов в пласте). В измерительный комплекс обычно входят методы: БМ (оценки по градиенту давления с учетом гидравлических потерь), ВЛ, РИ, ПЛ, ТА, а также ШС (по амплитудно-частотным характеристикам). Оценки состава флюида в стволе возможны также методами НК при использовании малых зондов (доинверсионных).

Фазовые профили притока (2-х и 3-х фазного потока) допускается оценивать только при использовании метрологически обеспеченных датчиков: РМ, МН, ТМ и состава (например, ПЛ, РИ, ВЛ, «GHOST»). Другим обязательным условием выполнения таких оценок является применение аппаратуры, оснащенной многодатчиковой измерительной системой (несколько датчиков состава распределены по сечению потока), что позволяет определить распределение состава потока в стволе наклонных и горизонтальных скважин (дополнительно здесь используются результаты инклинометрии). Наконец, программа интерпретации должна оценивать необходимые поправки за структуру потока смеси (а для технологии с БМ-РМ, и гидравлические потери). Таким образом, измеренные датчиками состава профили истинных объемных долей продукции в стволе должны быть преобразованы в профили расходных фазовых параметров с дальнейшим их пересчетом в профили фазовых дебитов.

Источник обводнения может быть оценен, если известны профили притока фаз в отсутствии в стволе скважины заколонных перетоков. Иначе необходимо использовать методы, способные определить направление перетока (ТМ, КНАМ) и состав перетока (ШС-А,Э).

Системный характер данных исследований заключается в необходимости оценки в околоскважинном пространстве характеристик работы пласта. Чем в большем количестве скважин будут изучены и сопоставлены с гидродинамической моделью характеристики работы продуктивных толщин, тем проще будет настроить модель и давать оптимальные рекомендации на проведение ГТМ или РИР в скважинах, работающих с нарушениями.

Обеспечение оценок заколонных межпластовых перетоков.

Основной способ выявления и оценки заколонных перетоков флюидов -серия замеров ТМ на режимах (включая статику). Оценивают как видимые изменения градиента термограмм, так и эффекты инверсии в локальном интервале при восстановлении теплового поля к геотермическому [3]. Ha качественном уровне относительно просто по форме термоаномалий определяют направление перетока.

Программы интерпретации таких данных, дающих количественные оценки расхода перетока, основаны на решении упрощенного уравнения теплопроводности в скважине, учитывающем как влияние тепловых свойств флюида, вмещающих пород и конструкции скважины, так и эффект теплопереноса, вызванный движением масс флюида при перетоке.

Для заколонных перетоков снизу предел чувствительности данной методики с использованием многорежимных записей ТМ – для газа порядка 500 н.мЗ/сут, для жидкости порядка 0.5 мЗ/сут. Для заколонных перетоков сверху соответственно: для жидкости критический расход – свыше 3 мЗ/ сут., а для газа – свыше 3000 н.мЗ/сут.) [3].

Количественные оценки интенсивности и состава перетока возможны также с помощью метода спектральной акустической и электромагнитной шумометрии. Обрабатываются амплитудно-частотные спектры обоих типов шумов, измеренные индивидуально для каждой точки глубинного профиля (исходный результат измерений – волновые картины).

По пиковым частотам оценивают шумы, вызванные перетоком (с учетом возможного размера каналов в негерметичном цементном пространстве).