Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин ( на примере Лянторского нефтегазового месторождения ОАО «Сургутнефтегаз»)

Вид материала

Автореферат

Содержание Общая характеристика работы Цель работы Основные задачи исследований Методы решения поставленных задач Научная новизна Предложена методика проведения и интерпретации результатов термогидродинамических исследований в нагнетательных скважинах для оц Основные защищаемые положения Практическая ценность и реализация работы Апробация работы Структура и объем работы Содержание работы В первой главе Во второй главе 1 – обводнённость 10%; 2 В третьей главе Оценка объема жидкости, поглощенной пластом при освоении скважины Разработка методики для исследования высокодебитных скважин Лянторского месторождения при определении интервалов притока и источ Использование комплекса методов на фиксированной глубине при освоении для определения состава притока Расчет приемистости в нагнетательных скважинах по данным термометрии на фиксированной глубине В четвертой главе ... Полное содержание

Подобный материал:

• Овершенствование методов контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений,, 76.38kb.
• Реферат Разработка рекомендаций по применению методов борьбы с пескопроявлением газовых, 13.16kb.
• Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического, 237.59kb.
• Реферат дипломный проект 555 страниц, 55 рисунков, 55 таблиц, 55 источников, 2 приложения, 11.18kb.
• Реферат Дипломный проект содержит страниц 136, рисунков 17, таблиц 24, источников 15,, 21.35kb.
• Компьютеризация геофизических методов исследования скважин, 283.57kb.
• Реферат Дипломный проект 95 с, 18 таблиц, 7 рисунков, 21 источник, 8.42kb.
• Рабочая программа дисциплины теория методов геофизических исследований скважин специальность, 89.36kb.
• Рабочая программа дисциплины мониторинг и регулирование процесса извлечения нефти направление, 603.4kb.
• Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического, 212.65kb.

На правах рукописи


Иванова Айгуль Раильевна


Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин

(на примере Лянторского нефтегазового месторождения ОАО «Сургутнефтегаз»)


Специальность 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых


автореферат


диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


УФА – 2008


Работа выполнена в тресте «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз»

и на кафедре геофизики Башкирского государственного университета


Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Валиуллин Рим Абдуллович


Официальные оппоненты: доктор технических наук,

старший научный сотрудник

Кнеллер Леонид Ефимович


кандидат технических наук,

старший научный сотрудник

Шишлова Людмила Михайловна


Ведущая организация: ОАО «Башнефтегеофизика»


Защита состоится « 21 » марта 2008 года в 15⁰⁰ часов, в конференц-зале на заседании диссертационного совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».


Автореферат разослан «20» февраля 2008г.


Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор химических наук Д.А.Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Актуальность работы. В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений в Западной Сибири находятся на стадии падающей добычи или на завершающей стадии разработки. Для таких месторождений особенно важно правильное регулирование разработки с целью максимального извлечения остаточных запасов углеводородов. Одним из крупнейших нефтегазовых месторождений является Лянторское месторождение ОАО «Сургутнефтегаз».

Лянторское нефтегазовое месторождение характеризуется сложным строением пласта с неоднородным по составу флюидом, высокими значениями давления насыщения, близкими к пластовым, прорывом фронта закачиваемых вод по пластам. В значительной мере эффективность разработки месторождения зависит от достоверности и информативности исходных данных, получаемых геофизическими методами исследования скважин (ГИС). Особую роль при этом приобретают термогидродинамические методы контроля разработки. Использование традиционных технологий ГИС на предприятии в рамках стандарта предприятия (СТП) оказывается недостаточным и характеризуется низкой достоверностью решения ряда задач. Анализ существующих технологий исследования скважин при контроле за разработкой показал, что используемая технология определения интервалов притока и источника обводнения оказывается неэффективной при освоении высокодебитных скважин Лянторского месторождения. Указанные в действующем СТП («Регламент проведения контроля за разработкой месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» геофизическими методами») методики не рассчитаны для исследования многофазных потоков в стволе скважины.

В нагнетательных скважинах за 2006 год в 26% исследований приемистость пласта не была определена из-за отсутствия записи механической расходометрии по причине непрохождения прибора или засорения датчика, в связи с чем актуальным является разработка методики определения общей приемистости пласта по данным метода термометрии во времени на фиксированной глубине, как альтернативного метода механической расходометрии в случае отсутствия последнего.

Поэтому разработка новых методических подходов при проведении термогидродинамических исследований и интерпретации получаемых данных является необходимым и актуальным для условий Лянторского месторождения.

Цель работы заключается в разработке методических основ термогидродинамических исследований, обработки и интерпретации получаемых данных в добывающих и нагнетательных скважинах при неустановившихся режимах работы для обеспечения оперативности и достоверности решения задач.

Основные задачи исследований

1. Анализ современного состояния выполнения комплекса ГИС при контроле за разработкой месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».
   
2. Исследование баротермического эффекта при движении многофазных потоков в пласте для определения закономерностей формирования температурного поля и оценки состава притекающего флюида.
   
3. Разработка методики исследования высокодебитных скважин при освоении с применением комплекса параметров, регистрируемых на фиксированной глубине, с целью достоверного определения эксплуатационных характеристик пласта.
   
4. Разработка методики обработки и интерпретации данных термогидродинамического зондирования пласта для определения объема жидкости, поступившей в пласт при освоении скважины.
   
5. Разработка методики исследования нагнетательных скважин под закачкой с целью определения суммарной приемистости пласта по данным термогидродинамических исследований на фиксированной глубине.
   
6. Анализ результатов опытно-промышленного внедрения разработанных методик на Лянторском месторождении.
   

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования, численное моделирование с применением конечно-разностных методов и расчетов на ЭВМ, обобщение и анализ промысловых данных, проведение опытно-методических работ на скважинах, опробация предлагаемых методик, сопоставление теоретических, экспериментальных и промысловых данных.

Научная новизна

1. Изучено влияние термодинамических эффектов на формирование температурного поля притекающего флюида (нефть, нефть+газ, нефть+газ+вода) в процессе освоения скважины. Установлено, что сразу после уменьшения забойного давления наблюдается снижение температуры флюида относительно первоначальной, затем в процессе притока температура становится выше первоначальной, т.е. изменение температуры притекающего из пласта флюида носит инверсионный характер.
   

2. Разработана методика проведения исследований в процессе освоения высокодебитных скважин, основанная на регистрации термогидродинамических параметров на фиксированной глубине, при изменяющемся забойном давлении.

3. Предложено использование комплексных данных термометрии, барометрии и методов состава (влагометрии и резистивиметрии) на фиксированной глубине при гидродинамических исследованиях в процессе освоения скважин для определения состава притока при многофазной фильтрации флюида в пласте и диагностирования причины обводнения продукции скважины.
   

4. Предложена методика проведения и интерпретации результатов термогидродинамических исследований в нагнетательных скважинах для оценки приемистости пласта.

Основные защищаемые положения

1. Методика проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин при освоении для решения задачи по «определению отдающих интервалов, состава притока и источника обводнения», в том числе в высокодебитных скважинах;
   
2. Методика определения эксплуатационных характеристик пласта по данным термогидродинамического зондирования;
   
3. Методика обработки и интерпретации данных термогидродинамических исследований для оценки приемистости пласта в нагнетательных скважинах.
   

Практическая ценность и реализация работы

Исследования по теме диссертации позволили разработать и внедрить в производство методические комплексы для проведения и использования термогидродинамических исследований на фиксированной глубине как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах без привлечения дополнительных затрат времени и средств на проведение ГИС. Разработанные методики позволяют повысить эффективность и информативность комплексов геофизических исследований пласта, а, следовательно, и достоверность заключений при решении задач по определению интервалов притока и источника обводнения, оценке состава притока и определению приемистости пласта.

Результаты диссертационной работы были опробованы и внедрены при производстве и интерпретации ГИС на Лянторском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз». Предложенные автором методики могут быть использованы при проведении ГИС, обработке и интерпретации данных геофизических исследований скважин других нефтяных и нефтегазовых месторождений.

В Лянторском управлении геофизических работ треста «Сургутнефтегеофизика» было проведено 18 исследований по оценке интервалов притока и источника обводнения по разработанной методике в высокодебитных скважинах. Восемь скважин были запущены в работу по результатам проведенных комплексов без проведения дополнительных исследований, суммарная экономическая эффективность от внедрения методики, разработанной диссертантом, за 7 месяцев 2007 г. составила 519 135руб.

В пяти нагнетательных скважинах Лянторского месторождения приемистость была определена и выдана заказчику по данным метода термометрии на фиксированной глубине ввиду отсутствия или некачественной записи механической расходометрии. Полученное значение приемистости в пределах 20% совпало с промысловыми данными, предоставленными НГДУ «Лянторнефть».


Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на республиканской конференции студентов и аспирантов по физике (Уфа, Башкирский государственный университет, 1997г.), на республиканской конференции студентов и аспирантов «Нелинейные и резонансные явления в конденсированных средах» (Уфа, Башкирский государственный университет, 1998г.), на 24-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2004г.), на десятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры» (Ханты-Мансийск, 2006г.), на 27-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2007г.), на студенческой научно-практической конференции (Уфа, Башкирский государственный университет, 2007г.), на VII Международном конгрессе нефтегазопромышленников России Научная секция «D» «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2007г).

Публикации

По теме диссертационного исследования опубликовано 7 печатных работ, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК, - 2 работы.

Структура и объем работы

Диссертационная работа изложена на 143 страницах машинописного текста, в том числе содержит 56 рисунков, 23 таблицы. Состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 110 наименований.


СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ


Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и основные задачи исследований, показана научная новизна и практическая значимость работы, представлена структура работы.

В первой главе рассмотрены особенности геологического строения и разработки Лянторского нефтегазового месторождения ОАО «Сургутнефтегаз». Показана сложность геологического строения и неоднородность насыщения пластов АС9-АС11 Лянторского месторождения.

Основные запасы нефти и газа на Лянторском месторождении сконцентрированы в узком возрастном и глубинном диапазоне – в пластах АС9-11 верхней части вартовской свиты. В этих гидродинамически связанных между собой песчаных пластах расположена колоссальная по размерам (площадь около 1200 км²) газонефтяная залежь, протягивающаяся с севера на юг на 60.5 км и с запада на восток на 27 км.

Пласт АС9 характеризуется наиболее широким контуром нефтеносности. Нефть залегает в виде оторочки кольцеобразной формы, которая окаймляет чисто газовые зоны. Запасы нефти пласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Кроме нефти в пласте АС9 расположена обширная газовая шапка. Подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа. В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС10 связаны с водонефтяной и газо-водонефтяной зонами. Нефть в пласте АС11 подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. Основная доля запасов нефти приходится на газо-водонефтяную и водонефтяную зоны.

С начала разработки залежи происходит интенсивный приток газа газовой шапки и подошвенной воды к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет их эксплуатацию, ухудшает технико-эксплуатационные показатели добычи нефти, оказывает негативное влияние на величину извлечения нефти.

В настоящее время для Лянторского месторождения характерными являются высокие дебиты скважин с большим процентом обводнённости продукции. Средний дебит по месторождению составляет 110.9 м³/сут при средней обводненности более 90%. Распределение дебитов по эксплуатационным скважинам представлено в табл. 1:

Таблица 1 - Распределение фонда скважин Лянторского месторождения по величине дебита.

Дебит, м3/сут	количество скважин, %
более 300	2.3
200-300	9.8
100-200	34.7
50-100	34.4
1-50	18.8

Наличие в разрезе Лянторского месторождения трех фаз – газа, нефти и подошвенной воды, высокие значения давления насыщения, прорыв фронта закачиваемых вод по пластам, высокая обводненность продукции скважин обуславливает сложность разработки данного месторождения. Показано, что для более эффективного контроля за разработкой данного месторождения необходимо разработать новые методические подходы для проведения геофизических исследований и интерпретации получаемых данных при многофазной фильтрации.

Рассмотрено современное состояние геофизического контроля разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Представлены основные задачи, решаемые в тресте «Сургутнефтегеофизика» по определению эксплуатационных характеристик скважины и вскрытого пласта, а также используемый при этом комплекс геофизических методов исследований.

Основными задачами по определению эксплуатационных характеристик скважины и вскрытого пласта являются: определение работающих толщин пласта, в том числе интервалов притока и поглощений; определение профиля притока в эксплуатационных и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, оценка интервальных расходов; определение состава притока из отдающих интервалов; определение гидродинамических параметров пластов – пластовых давлений и температуры, коэффициентов продуктивности; контроль технического состояния скважины.

Для решения этих задач используется следующий комплекс геофизических методов: термометрия, барометрия, расходометрия, (механическая и термокондуктивная), влагометрия, резистивиметрия, акустическая шумометрия, кавернометрия (трубная профилеметрия), цементометрия, дефектоскопия, гамма-каротаж, локация муфт.

Методика геофизических исследований при решении задачи «Определение интервалов притока, источников обводнения закачкой инертного газа» состоит в проведении замеров комплексом методов (термометрии, влагометрии, манометрии, резистивиметрии, термокодуктивной дебитометрии) по глубине в режимах остановленной скважины, сразу, через 1 час и 3 часа после стравливания давления из межтрубного пространства (далее - стравливания), замера термометрии в интервале пласта при компрессировании, а также отбивка уровня жидкости и водо-нефтяного раздела по данным метода влагометрии и манометрии в течение всего времени проведения ГИС.

Методика геофизических исследований при решении задачи «Определение профиля приемистости под закачкой от агрегата» состоит в проведении замеров комплексом методов (термометрии и барометрии) в режимах: “остановленная скважина – закачка - переход с закачки на излив”.

На Лянторском месторождении исследования при освоении проводятся комплексным прибором КСАТ7-М1-36-120/40 совместно с модулем индукционной резистивиметрии МРИ. Диапазон рабочих температур от 5 до 120ºС, наибольшее гидростатическое давление 40МПа. Аппаратура КСАТ7-М1 (изготовитель АО «Геотрон» г.Тюмень) предназначена для геофизических исследований при контроле за разработкой скважин с одновременной регистрацией шести геолого-технических параметров (канал температуры, канал давления, канал индикации изменения содержания воды в нефти, канал локатора муфт, канал термокондуктивного индикатора притока, канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения) и передачей информации в цифровом коде по одножильному кабелю.

Для оценки приемистости пласта и профиля приемистости используется прибор механической расходометрии Гранат (диаметр 36 мм). Расходомер может эксплуатироваться в следующих рабочих условиях: температура окружающей среды от 5 до 120ºС; верхнее значение гидростатического давления 60 МПа; диапазон измерения расхода воды в колонне диаметром 146 мм от 0,4 до 60м³/ч, предел допускаемой основной приведенной погрешности ±4%.

Анализ существующих технологий исследований скважин Лянторского месторождения при контроле за разработкой выявил следующие недостатки используемых методик проведения исследований, которые снижают информативность и достоверность используемого комплекса:

- Не определяется объем жидкости, поступившей в пласт при освоении во время компрессирования, хотя данная величина имеет большое значение, так как, зная ее, можно оценить время дренирования пласта, необходимое для полного извлечения из пласта поглощенной в этот период жидкости, определить долю реального притока из пласта, оценить характер насыщения пласта.

- Более 80% скважин добывающего фонда Лянторского месторождения работает с дебитом более 50м³/сут. При исследовании таких скважин при помощи компрессорного освоения характерным является быстрое поднятие уровня сразу после стравливания (более 200м за первые 10мин), а затем быстрое его затухание вследствие приближения к статическому.

Технология работ при решении задач «по определению интервалов притока и источника обводнения» с использованием только замеров комплексом методов по глубине оказалась неэффективной для таких скважин. Из-за ограниченной скорости спуска прибора (3000м/ч) до интервала детальных исследований (~2200 м) в скважинах с быстрым поднятием уровня сразу после стравливания замеры методов термометрии и термодебитометрии в интервале пласта проводятся в слабоработающей или практически неработающей скважине. Это значительно затрудняет интерпретацию при выделении работающих интервалов, а в случае нескольких перфорированных интервалов может привести к пропуску работающего интервала.

- На завершающей стадии разработки Лянторского месторождения используются различные методы повышения нефтеотдачи пластов, в том числе идет бурение боковых, а также горизонтальных стволов. Прохождение приборов на кабеле в таких скважинах затруднено. В тресте «Сургутнефтегеофизика» для исследования горизонтальных скважин используется установка «Гибкая труба» Сургутского УПНП и КРС. Однако стоимость таких исследований в два-три раза превышает стоимость обычного комплекса в наклонно-направленной скважине. В результате заказчики часто ограничиваются только проведением комплекса по определению гидродинамических параметров пласта по кривой притока с установкой прибора выше горизонтального участка ствола скважины. В связи с этим возникает необходимость в оценке не только гидродинамических параметров пласта, но и состава притока из пласта по результатам данного комплекса. При решении задачи «по определению гидродинамических параметров пласта по кривой притока» геофизические исследования проводятся комплексным прибором КСАТ7-М1, которым производится одновременная регистрация таких методов, как барометрия, термометрия, влагометрия, резистивиметрия и др. При интерпретации и обработке же принимаются во внимание только данные метода барометрии для расчета гидродинамических параметров пласта. Данные же других методов в обработке и интерпретации не участвуют. По мнению автора, необходимо использование в комплексе всех параметров для получения информации о параметрах пласта, составе притока из пласта и процессах, происходящих в скважине при освоении. Для этого необходимо провести теоретические и экспериментальные исследования поведения температурного поля в изменяющемся поле давления при освоении для случаев многофазной фильтрации, в том числе с учетом разгазирования, для условий Лянторского месторождения.

- За 2006 год при проведении исследований по «определению профиля приемистости под закачкой» в 26% исследованных нагнетательных скважин по различным причинам механическая расходометрия не была проведена. Основными причинами отсутствия записи механического расходомера являлись: непрохождение прибора механической расходометрии, засорение датчика, отсутствие зумпфа. По данным термометрии в интервале пласта в режимах: остановленная скважина – закачка - излив определялись работающие интервалы пласта. Общая приемистость и профиль приемистости в этих скважинах определены не были. Поэтому представляет большой интерес использование замеров термометрии и манометрии по времени на фиксированной глубине при проведении закачки для определения суммарной приемистости пласта как альтернативного метода записи механического расходомера в случаях, когда его проведение невозможно, либо для контроля за качеством показаний метода механической расходометрии.

Во второй главе представлены теоретические и экспериментальные исследования термогидродинамических процессов при многофазных потоках для условий Лянторского месторождения. Описана математическая модель для расчета параметров пласта при многофазной фильтрации флюида с учетом разгазирования нефти при снижении давления ниже давления насыщения. Для определения гидродинамических параметров флюида использовалось общее дифференциальное уравнение движения сжимаемой жидкости или газа в упругой среде - уравнение неразрывности фильтрационного потока:

(1)

где i - номер фазы, k - номер компоненты, _ik - приведенная плотность k-той компоненты i-той фазы, V_i - скорость движения i -той фазы, W_ik - скорость движения k -той компоненты в i -той фазе, ^k_ij - интенсивность переноса массы k -той компоненты из i -той фазы в j -тую.


В качестве второго уравнения использовался закон фильтрации Дарси :

(2)

где v_i - абсолютная скорость фильтрации, m - пористость, S_i - насыщенность i - той фазы, k - абсолютная проницаемость, _i - фазовая проницаемость, _i - динамическая вязкость i - той фазы, P - переменный градиент давления.

При построении термодинамической модели пласта принято, что Т, Р и другие термодинамические параметры фаз в малом объеме совпадают, и изменения этих параметров в характерных масштабах задачи происходит одинаково как для фильтрующихся фаз, так и для самой пористой среды. То есть, принята гипотеза о локальном термодинамическом равновесии фаз. В расчетах использовано уравнение притока тепла без учета теплопроводности. Уравнение притока тепла для газа, нефти, воды (i=1,2,3) и для скелета пласта (i=0):

(3)

где ρ_i - плотность i- той фазы, С_i - теплоемкость i- той фазы, ε_i - коэффициент Джоуля - Томсона i- той фазы, η_i - адиабатический коэффициент i- той фазы, L - теплота фазового перехода, Т - температура, Р - давление.


В уравнении (3) первые два члена отражают изменение распределения температуры за счет переноса массы вещества и фазового перехода, третий член уравнения обусловлен эффектом дросселирования. Четвертый член выражает адиабатический эффект.

Расчеты осуществлялись применительно к геологическим условиям Лянторского месторождения. Считается, что в однородном пласте длины L движутся нефть, вода и газ, который растворен в предыдущих двух фазах, а так же может находиться в свободном состоянии. Капиллярные и гравитационные силы не учитываются. Фазы взаимно не смешиваемы.

Путем многовариантных численных расчетов были получены закономерности распределения температуры для различных случаев:

- распределение температуры на выходе из пласта при фильтрации газированной нефти с газовым фактором 100 м³/м³ для случаев снижения давления выше и ниже давления насыщения (рис.1);


ΔT, °C


1


2


t, ч

Рис.1 Зависимость температуры на выходе из пласта от времени 1 – P > P_нас; 2 - P < P_нас


- распределение температуры при фильтрации газированной нефти для различных газовых факторов (рис.2);

- распределение температуры при фильтрации газированной нефти и воды для различной обводнённости продукции (рис.3).




1

ΔT, °C

2


3

t, ч


4

Рис. 2 Зависимость температуры на выходе из пласта от времени при газовых факторах: 1 – G = 10 м³/м³; 2 - G = 50 м³/м³; 3 - G = 100 м³/м³; 4 - G = 200 м³/м³


ΔT,° C


5


3

t, ч


2


4


1

Рис.3 Зависимость температуры на выходе из пласта от времени при различной обводнённости пласта: 1 – обводнённость 10%; 2 - 20%; 3 - 30%; 4 - 40%; 5 - 50%


На основе математического моделирования неизотермической многофазной фильтрации при освоении скважин для условий Лянторского месторождения были выявлены следующие характерные признаки поведения температурного поля на фиксированной глубине:

1. Для случая Рзаб>Рнас при поступлении из пласта газированной нефти отрицательная температурная аномалия будет наблюдаться только в первые минуты после стравливания вследствие проявления адиабатического расширения, величина охлаждения будет определяться «мгновенностью» снижения давления и величиной изменения давления за счет разрядки межтрубного пространства. Затем будет наблюдаться разогрев вследствие проявления эффекта дросселирования, и в последующем будет отмечаться только положительная температурная аномалия.

2. В случае поступления газированной нефти при снижении давления ниже давления насыщения, на выходе из пласта формируется температурная аномалия, обусловленная проявлением адиабатического эффекта, эффекта разгазирования и баротермического эффекта, величина и знак температурной аномалии определяется газовым фактором нефти. Снижение давления на кровле пласта ниже давления насыщения приводит к значительному охлаждению притекающего флюида за счет влияния фазового перехода. Чем выше газовый фактор нефти, тем позже наступит инверсия температуры (переход температуры из отрицательных значений в положительные). Также инверсия температуры произойдет в случае повышения давления в процессе исследований выше давления насыщения.

3. В случае трехфазной фильтрации величина отрицательной аномалии температуры будет определяться долей воды в продукции скважины. Увеличение процента обводненности приводит к более ранней инверсии температуры за счет вклада дроссельного разогрева при фильтрации нефти и воды и низкого содержания газа в воде.

В этой главе приведены также результаты сопоставления теоретических и экспериментальных данных температурного поля для скважин Лянторского месторождения, при расчетах использовались реальные кривые давления при освоении. Результаты теоретических исследований свидетельствуют об информативности параметров, регистрируемых на фиксированной глубине. В результате многовариантных расчетов изучено поведение кривых термометрии при различных давлениях насыщения, вклад различных термодинамических эффектов в формирование температурного поля для случаев многофазной фильтрации. Получено, что наилучшая сходимость расчетных и экспериментальных кривых наблюдается при расположении прибора непосредственно над кровлей исследуемого пласта. Чем выше находится прибор, тем больше влияние теплообмена с окружающими породами, кроме того, в этом случае необходимо учитывать, что изменение температуры будет обусловлено не только вышеописанными эффектами, но и конвективным переносом тепла из более нагретых нижележащих слоев. В связи с этим было рекомендовано устанавливать прибор непосредственно в кровле исследуемого пласта, если же это невозможно, необходимо учитывать первоначальное распределение температуры в интервале глубин от места установки прибора до кровли перфорированного пласта.

В третьей главе рассмотрены опытно-методические работы с использованием наряду с обычными исследованиями по глубине, измерений по времени на фиксированной глубине для случаев одно-, двух-, трехфазной фильтрации флюида. Рассмотрены скважины, в которых вследствие снижения давления ниже давления насыщения происходит разгазирование нефти в пласте. Представлены скважины, в которых были проведены «гидродинамические исследования по определению параметров пласта по кривой притока» с расширенным комплексом регистрируемых параметров во времени (рис. 4а, 4б), где кроме кривых давления на фиксированной глубине были зарегистрированы также данные термометрии, влагометрии, и проведен комплекс «по определению работающих интервалов и состава притока» при освоении. Совместный анализ этих исследований позволяет построить более полную картину процессов, происходящих в пласте и в стволе скважины, предложить новую методику геофизических исследований.

В период закачки инертного газа в межтрубное пространство скважину можно условно рассматривать как нагнетательную. Обоснована возможность определения объема закачанной в пласт жидкости в период освоения скважины по величине снижения температуры на фиксированной глубине.





а)





б)


Рис. 4. Распределение давления, температуры (а), влагосодержания (б) на фиксированной глубине при освоении скважины 3550, случай двухфазной фильтрации (нефть с газом)


Рассмотрен случай разгазирования нефти в пласте. Формирование температурного поля в этом случае будет определяться суммарным эффектом конвективного переноса тепла, дроссельного разогрева нефти, дроссельного охлаждения газа, охлаждения за счет выделения растворенного в нефти газа, характеризуемого теплотой фазового перехода. Одним из определяющих факторов, влияющих на величину и знак изменения температуры, будет величина газового фактора нефти. Изменение температуры при течении флюида в пористой среде в нестационарном поле носит название баротермического эффекта. На примере экспериментальных исследований изучено проявление адиабатического эффекта при резком падении давления после стравливания, проявление баротермического эффекта при освоении в изменяющемся поле давления.

В этой же главе рассмотрены результаты опытно-методических работ по скважинам, в которых был проведен замер по времени на фиксированной глубине выше исследуемого пласта во время закачки воды в пласт. Ниже представлен один из таких примеров. Были проведены замеры манометрии и термометрии, захватывающие период остановленной скважины, начало закачки, а так же период выхода скважины на постоянную репрессию (участок С-Д рис.5).

По данным давления определено значение репрессии, при которой пласт принимает, по данным термометрии – общая приемистость пласта. Точка записи выбиралась на 50м выше исследуемых пластов, на глубине, выше которой установилось линейное монотонное распределение температуры. В исследованных скважинах отмечалась хорошая сходимость между рассчитанной по термометрии на точке и экспериментально полученной по данным расходометрии приемистости. По результатам опытных исследований на скважинах были определены необходимые условия для использования предлагаемой методики, а также минимальное и максимальное значения приемистости, для которых возможно её применение.




Рис. 5. Кривые изменения давления и температуры на фиксированной глубине в процессе исследования скважины при закачке воды

На базе теоретических и экспериментальных исследований, диссертантом были предложены следующие усовершенствования существующих методик исследования и обработки полученной информации:

Оценка объема жидкости, поглощенной пластом при освоении скважины

- Производится замер методами термометрии, барометрии и состава в интервале детальных исследований в режиме остановленной скважины. По данным термометрии определяется градиент температуры выше исследуемого пласта, выбирается фиксированная глубина для проведения замера, исходя из того, чтобы выше распределение температуры было линейным и монотонным.

- В режимах “остановленная скважина – начало компрессирования” производятся замеры методами термометрии и барометрии на выбранной глубине по времени. По данным давления контролируется репрессия, создаваемая при освоении, по данным термометрии – наличие приемистости во время компрессирования. Когда скважина войдет в режим закачки, что по данным термометрии отметится снижением температуры со временем, необходимо провести замер термометрии на спуске в интервале пласта для определения принимающих интервалов. После проведения замера по глубине прибор необходимо поднять на прежнюю глубину исследования и продолжить замеры методами термометрии и барометрии до срабатывания пусковой муфты или воронки НКТ, включая момент разрядки межтрубного пространства, который по данным давления отметится минимумом с последующим ростом давления за счет притока из пласта.

Данные комплекса методов на фиксированной глубине обрабатываются и определяется объем жидкости, поступившей в пласт. Доля реального притока из пласта определяется путем сравнения рассчитанного объема с объемом, поступившим в скважину после стравливания, который определялся по данным уровенных замеров.

Разработка методики для исследования высокодебитных скважин Лянторского месторождения при определении интервалов притока и источника обводнения

- Проводится замер статического уровня в скважине методами влагометрии и барометрии; замеры методами термометрии, барометрии, влагометрии, резистивиметрии, гамма-каротажа, локации муфт в режиме остановленной скважины в интервале детальных исследований. Прибор устанавливается над исследуемым пластом, глубина исследования выбирается исходя из того, чтобы выше распределение температуры было линейным и монотонным.

- Производится замер комплексом методов на выбранной глубине в режимах “остановленная скважина – компрессирование”. Когда скважина вошла в режим, то есть создалась репрессия и пласт начал принимать, производится замер методом термометрии в интервале пласта, затем прибор снова устанавливается на прежнюю глубину исследования. Замер по времени на фиксированной глубине производится, включая моменты срабатывания пусковой муфты, разрядки давления в межтрубье и начала притока из пласта.

- Проводятся замеры - сразу после стравливания газа из межтрубного пространства - в интервале пласта методами термометрии, барометрии, влагометрии, резистивиметрии, термодебитометрии, затем необходимо поднять прибор выше воронки НКТ и провести запись уровня жидкости, замер проводится примерно через 1 час (в зависимости от протяженности интервала детальных исследований, глубины скважины и глубины уровня жидкости). Затем прибор спускается в интервал детальных исследований, проводится запись комплексом методов на пласт (примерно через 1,5 часа и через 3 часа после стравливания), после чего необходимо снова поднять прибор и провести запись уровня жидкости через 4-6 часов после стравливания.

По данным комплекса методов на фиксированной глубине в режимах “остановленной скважины и компрессирования” оценивается наличие режима поглощения. По разнице давления в остановленной скважине и после разрядки давления в межтрубном пространстве определяется максимальная депрессия, созданная при освоении. По данным давления определяется уровень жидкости в стволе скважины сразу после стравливания, по которому в дальнейшем оценивается начальный и средний дебит, динамический уровень. По данным методов термометрии и термодебитометрии оцениваются работающие интервалы пласта.

Использование комплекса методов на фиксированной глубине при освоении для определения состава притока

- При проведении исследований по оценке гидродинамических параметров пласта необходимо после записи статического уровня в стволе скважины установить прибор непосредственно над кровлей исследуемого пласта, либо на максимально возможном к нему приближении. Запись проводится непрерывно в режимах: остановленная скважина – компрессирование – срабатывание пусковой муфты (воронки НКТ) – разрядка давления – приток из пласта, запись проводится до восстановления давления до статического значения. При интерпретации необходимо использовать данные методов термометрии, барометрии, влагометрии и резистивиметрии, при помощи которых оцениваются процессы, происходящие в скважине, определяются не только гидродинамические параметры пласта, но и состав притока из пласта по характерным признакам на кривой термометрии, описанным в теоретической части работы, а также по методам состава.

Расчет приемистости в нагнетательных скважинах по данным термометрии на фиксированной глубине

- Производится замер термометрии и барометрии в режиме остановленной скважины по глубине в интервале от статического уровня до забоя.

- Прибор устанавливается на фиксированной глубине выше перфорированного пласта с учетом того, чтобы выше данной глубины было монотонное, линейное распределение температуры, близкое к геотермическому. Производится замер методами термометрии, барометрии во времени в режимах “остановленная скважина – закачка” с выходом скважины на постоянную репрессию, когда пласт принимает. Затем проводится стандартный комплекс исследований по глубине, то есть замеры методами термометрии и барометрии в режиме закачки и после перевода скважины с закачки на излив, проводится замер методом механической расходометрии под закачкой.

По данным барометрии на фиксированной глубине рассчитывается значение репрессии, при которой скважина выходит на стабильную приемистость. Данная кривая может быть выдана заказчику для оценки стабильности работы агрегата или водовода. В интервале постоянной репрессии выбирается линейный участок снижения температуры на термограмме и рассчитывается приемистость пласта.

В четвертой главе представлены результаты практической реализации предложенных методик. Даны практические рекомендации по выбору глубины установки прибора при проведении исследований на фиксированной глубине, длительности проведения замеров, выбору участков временных замеров комплекса методов для обработки и интерпретации полученных данных. Разработанные алгоритмы позволяют оперативно проводить расчеты при интерпретации.

Так, был произведен расчет объема жидкости, поглощенной пластом при освоении скважины 3550 Лянторского месторождения. Диаметр колонны в данной скважине составляет 146 мм, внутренний диаметр – 132 мм. Расчетный геотермический градиент составил 0.030ºС/м. Изменение температуры на фиксированной глубине при компрессировании составило 1.35 ºС. В результате расчетный объем жидкости, поступившей в пласт из ствола скважины при компрессировании, составил 0.62 м³. Объем, вышедший из пласта в ствол скважины после стравливания, был рассчитан по данным кривой притока и составил 5.56 м³. То есть, 11 % полученного из пласта притока (при проведении гидродинамических исследований) составляет жидкость, закачанная в пласт при освоении. Исходя из результатов обработки кривой притока, объем жидкости, равный 0,62 м³, поступил за 30 - 35мин после стравливания. Таким образом, ориентировочное время дренирования пласта, необходимое для извлечения объема 0.62 м³, поглощенного при освоении, составит 30 - 35мин.

В высокодебитной скважине 3086 Лянторского месторождения был проведен комплекс «по определению интервалов притока и источника обводнения закачкой инертного газа». В данной скважине происходил достаточно быстрый подъем уровня жидкости в первое время после стравливания давления. Исследования были проведены согласно разработанной диссертантом методике для высокодебитных скважин. Был произведен замер на фиксированной глубине в режимах: “остановленная скважина – компрессирование – срабатывание пусковой муфты – стравливание давления“ с прерыванием на запись метода термометрии в интервале пласта при компрессировании.

Используя замер на фиксированной глубине, была рассчитана депрессия, созданная при освоении, репрессия во время компрессирования, уровень сразу после стравливания, начальный и средний дебит, динамический уровень.

Исследования в интервале пласта представлены данными методов термометрии, манометрии, состава в остановленной скважине, при компрессировании и после стравливания. Благодаря тому, что замер термометрии в интервале пласта был произведен практически сразу после стравливания, на первом замере комплекса методов хорошо отмечается работа всех интервалов перфорации. На последующих замерах термометрии работа верхних интервалов отмечается слабо, то есть, не имея первоначального замера после стравливания, можно было поставить под сомнение работу двух верхних перфорированных интервалов.

В скважине 1970V Лянторского месторождения были проведены исследования по определению гидродинамических параметров пласта по кривой притока. Данная скважина интересна тем, что в ней комплекс ГИС «определение интервалов и состава притока» не проводился из-за большого угла наклона скважины (55⁰) - прибор до интервала перфорации не прошел, то есть представляет интерес определение состава притока по комплексу методов на фиксированной глубине. Запись проводилась на 60м выше перфорированного пласта.

Регистрация данных методов барометрии, термометрии, влагометрии и резистивиметрии при освоении данной скважины позволила определить состав притока из эксплуатируемого пласта, интерпретировать все процессы, происходящие в скважине и пласте при освоении.

Также по данным методов термометрии и состава на фиксированной глубине при компрессорном освоении можно выявить связано ли поступление воды из пласта с продвижением фронта нагнетаемых вод по пласту. Опытно-методическим путем была установлена характерная форма кривой термометрии после стравливания для случая обводнения пласта за счет закачиваемых вод.

В заключении приведены основные результаты по диссертационной работе:

1. Установлено, что изменение температуры притекающего из пласта флюида при освоении скважины носит инверсионный характер – сразу после снижения забойного давления оно ниже, а затем в процессе притока становится выше первоначальной температуры и определяется проявлением различных термодинамических эффектов:

при превышении забойного давления над давлением насыщения нефти газом снижение температуры обусловлено проявлением эффекта адиабатического расширения флюида;

при притоке газированной нефти в условиях разгазирования, когда забойное давление ниже давления насыщения нефти газом, снижение температуры обусловлено проявлением адиабатического эффекта, эффектом разгазирования нефти и дросселированием газовой фазы;

появление воды в продукции приводит к уменьшению величины снижения температуры притекающего флюида за счет уменьшения вклада газовой фазы и дросселирования воды.

2. Разработаны методики:

- проведения исследования и интерпретации в высокодебитных скважинах по оценке интервалов притока и источника обводнения при освоении с использованием замеров барометрии и термометрии на фиксированной глубине, что обеспечивает более точное определение максимальной депрессии, созданной при освоении, уровня сразу после стравливания, дебита и динамического уровня; при этом замеры в интервале пласта рекомендуется проводить в момент максимальной депрессии и максимального притока из пласта, что особенно важно при наличии нескольких перфорированных интервалов;

- оценки объема жидкости, поглощенной при освоении, по данным замера методами термометрии и барометрии на фиксированной глубине, что позволяет оценить долю реального притока из пласта, время дренирования пласта при постоянной работе компрессора для извлечения поглощенной жидкости;

- проведения исследований по определению принимающих интервалов и суммарной приемистости пласта при закачке с использованием замера термометрии и барометрии на фиксированной глубине; при этом оценены ограничения по минимальной и максимальной приемистости пласта, для которых возможно применение методики.

3. На основании изучения особенностей распределения температуры для случаев одно-, двух-, трехфазной фильтрации в скважинах Лянторского месторождения показано, что одновременная запись таких параметров, как давление, температура, влагосодержание и минерализация, позволяет в комплексе анализировать все термодинамические процессы, происходящие в скважине, а по величине и характеру изменения температуры в изменяющемся поле давления оценивать состав притока из пласта, диагностировать причину обводнения продукции скважины.

4. Путем исследования влияния расположения прибора относительно перфорированного пласта на регистрируемые параметры установлено, что чем больше расстояние между прибором и пластом и чем меньше дебит, тем большее влияние на изменение температуры оказывает теплообмен с окружающими горными породами. Для уменьшения влияния конвективного и кондуктивного переноса тепла рекомендуется устанавливать прибор как можно ближе к кровле пласта.

5. Предложенные методики опробованы и внедрены на скважинах Лянторского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири. Методики позволяют решать задачи в скважинах с большим углом наклона, в которых затруднено проведение исследований в интервале перфорации. Суммарная экономическая эффективность от внедрения методик, разработанных диссертантом, за 7 месяцев 2007г. составляет более 519 тыс.руб.


В перспективе предложенные методики могут быть использованы для многопластовых залежей при расположении прибора поочередно над каждым исследуемым объектом, либо в горизонтальных скважинах при расположении прибора выше горизонтального участка ствола.

Публикации по теме диссертации:

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Иванова А.Р. Определение расхода жидкости в скважине по данным термогидродинамических исследований //НТВ «Каротажник» - Тверь: Изд.АИС - 2007. - №10 (163) – С.44-49.
   
2. Валиуллин Р.А., Иванова А.Р. Совершенствование технологии исследования скважин при их освоении //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2007. - №11 – С.14-17.
   

В других изданиях:

3. Шарифуллина А.Р. Баротермический эффект при совместной фильтрации аномальной нефти и воды // I республиканская конференция студентов и аспирантов по физике, посвященная 40-летию Башкирского государственного университета. Тезисы докладов конференции, 26 апреля 1997г. –Уфа:БашГУ – 1997. – С.5.
   
4. Шарифуллина А.Р. Неизотермическая фильтрация аномальной нефти, воды и газа // Республиканская конференция студентов и аспирантов «Нелинейные и резонансные явления в конденсированных средах». Тезисы докладов конференции, май 1998г. – Уфа: БашГУ – 1998. – С.8.
   
5. Иванова А.Р. Совершенствование термогидродинамических методов исследования в тресте «Сургутнефтегеофизика» на примере Лянторского нефтегазового месторождения // X научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Сборник докладов – Ханты-Мансийск.- 2007. – т.2 – С.114-123.
   
6. Иванова А.Р. Определение эксплуатационных характеристик пластов при освоении высокодебитных скважин // Студенческая научно-практическая конференция. Тезисы докладов конференции, 27 апреля 2007г. – Уфа : БашГУ – 2007. – С.15.
   
7. Иванова А.Р., Глебочева Н.К. Геофизические исследования высокодебитных скважин при их освоении // VII Конгресс нефтегазопромышленников России. Научная секция «D» «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Тезисы докладов конгресса, 22-24мая 2007г. – Уфа: НПФ Геофизика – 2007.- С.136