Удк 622. 244 05: 681 06 гидродинамическое исследование скважин с помощью программы geotask (версия 4)

Вид материала

Исследование

Содержание Прогнозирование состояния ствола Рис. 1. Напряжения, действующие на стенку необсаженной Рис. 2. Распределение кольцевых напряжений  Список использованных источников Забойная скважинная система реального времени «геопласт-35иг» Выбор положения боковых стволов с учетом геологической неоднородности (на примере пласта dii туймазинского нефтяного месторожден Применение аппарата нечетких моделей при интерпретации геофизических данных

Подобный материал:

• Удк 340. 6+681. 327+681 015 Д. В. Ландэ, В. Н. Фурашев, 450.24kb.
• Удк 681 053: 681. 32: 007, 134.3kb.
• Удк 681. 03 Экспертная система анализа экологической безопасности, 79.34kb.
• Учебное пособие Санкт-Петербург 2000 удк 681, 344.56kb.
• Удк 681. 5: 622. 4 Методы искусственного интеллекта в задаче обеспечения эффективной, 54.32kb.
• Тема урока: «Исследование функции с помощью производной», 80.5kb.
• Удк 681. 51: 303. 732+681 066 вопросы анализа проблем рыбохозяйственных комплексов:, 87.72kb.
• Ю. К. Базанов Права человека и защита персональных данных Киев 2000 удк 342. 721: 681, 4681.12kb.
• Учебное пособие Павлодар удк 622 012 (07) ббк 30. 3я7, 2078.83kb.
• З. А. Зорина удк 612. 821. 6 Исследование, 666.77kb.

Удк 622.023.23

Прогнозирование состояния ствола

горизонтальной скважины


Е.А. Усачев, Т.В. Грошева

(ТО «СургутНИПИнефть», г. Сургут, Россия)


В настоящее время наиболее прогрессивной и экономически рентабельной технологией, обеспечивающей высокую эффективность разработки месторождений, является технология разработки нефтегазовых залежей системами скважин с горизонтальным окончанием ствола — горизонтальных (ГС), разветвленно-горизонтальных (РГС) и многозабойных (МГС). Однако строительство таких скважин связано с рядом проблем, одной из которых является потеря устойчивости ствола скважины, особенно при бурении на депрессии.

Несмотря на очевидные достоинства метода бурения на депрессии, данный метод связан с рядом осложнений, обусловленных изменением напряжений, механических свойств, деформации и прочности горных пород. При приложении отрицательного давления в системе скважина-пласт вокруг ствола скважины наблюдается рост касательных напряжений, приводящий к нарушению его целостности, что, в конечном итоге, приводит к осложнениям, связанным с прихватами инструмента или к потере ствола. Таким образом, основная задача прогнозирования состояния ствола скважины сводится к определению величины допустимой репрессии при бурении конкретных пород продуктивного пласта.

Одним из методов прогнозирования состояния ствола скважины и допустимой величины депрессии является определение прочностных и деформационных свойств горных пород на соответствующем экспериментальном оборудовании, с последующим проведением необходимых математических расчётов.

Рассмотрим напряжения, возникающие при бурении горизонтальной скважины. Как было отмечено [1], в горизонтальной скважине при наличии анизотропии, напряжения существенно меняются по контуру скважины и зависят от упругих характеристик породы. На рис. 1 схематично показано сечение горизонтальной необсаженной скважины и действующие на стенках скважины радиальное _r и кольцевое _ напряжения в двух точках М и N.



σ_в

σ_r

σ_θ

σ_r


Рис. 1. Напряжения, действующие на стенку необсаженной

горизонтальной скважины


Радиальные напряжения _r во всех точках по контуру скважины одинаковы и равны давлению жидкости в скважине. Кольцевые же напряжения _ будут меняться от точки к точке. На рис. 2 показано распределение кольцевых напряжений _ вокруг горизонтальной скважины в трансверсально-изотропной среде; ось скважины параллельна плоскости изотропии. При расчетах допускается, что модуль упругости породы в вертикальном направлении в 1,5 раза меньше модуля упругости в горизонтальном направлении. В качестве единицы на рис. 2 принята разность между величиной горного давления на данной глубине и значением давления жидкости в скважине. Изображенная на рис. 2 окружность представляет собой кольцевые напряжения s_Q, которые бы действовали в окрестности горизонтальной скважины, если бы пласт был изотропным. Из рис. 2 видно, что максимальные кольцевые напряжения s_Q действуют в точках М и N. Поэтому максимальные касательные напряжения, действующие в окрестности скважины и равные (s_Q-s_r)/2, также будут наибольшими в этих точках.



Рис. 2. Распределение кольцевых напряжений _ вокруг

горизонтальной скважины в трансверсально-изотропной среде,

ось скважины параллельна плоскости изотропии


Поскольку разрушение породы происходит за счет действия касательных напряжений, напряжённые состояния необходимо моделировать в точках М и N, как в наиболее опасных, с точки зрения разрушения ствола скважины. Основное отличие при испытаниях образцов для точек М и N состоит в том, что в точке N напряжения s_Q действуют перпендикулярно плоскости напластования, а в точке М — параллельно ей. Соответственно, решение задачи сводится к определению модулей параллельно и перпендикулярно напластованию.

При уменьшении давления жидкости в скважине радиальные напряжения s_r в точках М и N, равные давлению жидкости, будут также уменьшаться, а кольцевые напряжения s_Q будут расти, поскольку они пропорциональны разности между величиной горного давления и значением давления жидкости в скважине.

Лабораторные испытания образцов проводятся с помощью универсальной испытательной машины SHIMATZU, однако стандартная измерительная система определения деформаций не позволяет с достаточной точностью определять деформационные характеристики. Для этой цели совместно с ООО «ПерфоЛинк» была разработана и изготовлена измерительная система, позволяющая определять деформации образца в продольном и поперечном направлении с точностью до 1 мкм. Отличительной особенностью данной системы является то, что при замере деформации измерительные элементы не разрушаются, и могут быть использованы многократно. Для считывания информации и удобства её обработки разработан пакет программного обеспечения, позволяющий в реальном времени регистрировать изменение деформаций в зависимости от нагрузки и рассчитывать необходимые модули упругости испытуемой породы.

Метод определения устойчивости ствола скважины, основанный на изучении прочностных и деформационных характеристик образцов породы при одноосном нагружении, подробно описан в [2] и является достаточно точным для определения величины депрессии при бурении горизонтальной скважины.

Таким образом, предложенный методический подход позволяет прогнозировать состояния ствола горизонтальной скважины при бурении.


Список использованных источников:


1. Карев В. Исследование и прогнозирование устойчивости стволов горизонтальных скважин баженовских отложений, бурящихся на депрессии / Карев В. И., Коваленко Ю. Ф., Кулинич Ю., Негомедзянов В., Харламов К. Н., Нуряев А. // Технологии ТЭК. – 2004. - № 10.

2. Харламов К.Н. О необходимости учета прочностных характеристик горных пород при определении оптимального пространственного положения скважины / Коваленко Ю.Ф., Карев В.И., Усачев Е.А. // Бурение и нефть. – 2008. - № 10. – С. 18 – 21.


УДК 622.243.272.8

ЗАБОЙНАЯ СКВАЖИННАЯ СИСТЕМА РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ «ГЕОПЛАСТ-35ИГ»


Ю.П. Жиляев, С.М. Яковлев, Г.В. Миловзоров, А.М. Шапошников

(Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Предприятием «Телекоммуникации ГА» в период с 2004 по 2008 год разработаны и серийно выпускаются зонд-инклинометр "Геопласт-35" и зонд гамма-каротажа "Геопласт-35 Гамма" в комплекте с наземным оборудованием (интерфейсный блок, барьерный блок защиты, дисплей бурильщика, тестер пульсатора). Дальнейшим развитием системы является создание в настоящее время унифицированного скважинного прибора, совмещающего функции инклинометра и гамма-счетчика, с рабочим названием "Геопласт-35/38ИГ". Прибор выполняет следующие функции:

- измерение сигналов гравитационных и магнитных датчиков;

- вычисление значений зенитного угла, азимута и угла установки отклонителя (УУО) с погрешностью + 0,2⁰, + 1,5⁰, и + 2,8⁰ соответственно при работе на забое;

- измерение уровня фонового гамма-излучения в диапазоне 0,5…1200 мкР/час с погрешностью +0,5 мкР/час;

- измерение температуры зонда, скорости вращения вала электрогенератора;

- вычисление модулей векторов гравитации и магнитного поля Земли, магнитного УУО;

- формирование скважинным прибором пакетов данных инклинометрии и гамма-излучения, передача их по каналу связи наземному оборудованию;

- прием данных наземным оборудованием, декодирование, вывод данных на монитор персонального компьютера (ПК) и на монитор бурильщика в реальном масштабе времени, ведение и архивирование журналов бурения на жестком диске ПК.

Важной отличительной особенностью "Геопласт-35/38ИГ" является унифицированность конструкции, позволяющая работать в режиме передачи данных как по гидроканалу, так и по электромагнитному каналу, как с трехфазным, так и с однофазным электрогенератором питающего напряжения.

"Геопласт-35/38ИГ" включает в себя следующие функциональные компоненты:

1. Скважинный прибор – "Геопласт 35/38ИГ", работающий совместно со штатным электрогенератором (пульсатором);

2. Наземное оборудование – комплект датчиков давления для гидроканала, барьерный блок для искрозащиты, интерфейсный блок, монитор бурильщика, терминал технолога на базе ПК.

Прибор имеет два вида исполнения: в негерметичном кожухе диаметром 35 мм под компоновку телеметрической забойной системы типа PCDWD и в герметичном корпусе (Pressure Case Directional) диаметром 38 мм.

Анализ результатов испытаний прибора показывает, что по эксплуатационным характеристикам, точности определения параметров и надежности он превосходит большинство отечественных приборов, а по ряду параметров и такие зарубежные аналоги, как DEP/NGP.

УДК 622.243.23.001

ВЫБОР ПОЛОЖЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ С УЧЕТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ (НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА DII ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)


Т.В. Токарева

(ООО «ПТУС «Башнефть», Уфа, Башкортостан, Россия)


Одной из основных проблем поздней стадии разработки месторождений нефти является выявление мест сосредоточения остаточных извлекаемых запасов нефти (ОИЗ). Знание распределения ОИЗ – ключевая задача, решение которой обеспечивает рациональную доразработку.

Туймазинское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки. Залежь нефти пласта DII в терригенном девоне является второй по величине запасов: доля геологических запасов составляет 18,2% от начальных запасов месторождения. Проектный коэффициент нефтеотдачи 0,511.

Актуальным является вовлечение в разработку ОИЗ, невыработанных скважинами, вышедшими в число неэксплуатационных по техническим и другим причинам: выполнению проектного назначения, нерентабельности и обводненности. Отключение скважин пласта DII также обусловлено возвратом к объекту DI с хорошей продуктивной характеристикой, что приводило к преждевременному прекращению эксплуатации мало- и среднедебитных скважин с последующим их возвратом на вышележащий горизонт. С этой точки зрения представляется перспективным бурение боковых стволов из старых скважин с использованием герметичной части их эксплуатационных колонн.

Бурение боковых стволов по пласту DII началось в 1998 году. На 01.01.2009 г. перебывало в эксплуатации по пласту DII 49 боковых стволов. Накопленная добыча нефти из боковых стволов на 01.01.2009 г. составила 226,6 тыс. т, или 4,6 тыс. т на 1 побывавшую в эксплуатации скважину, жидкости 2847,2 тыс. т, при накопленном ВНФ 11,6 т/т. С помощью 42-х боковых стволов в 2008 году было добыто 17, 888 тыс. т нефти, что составляет 50,3% от годовой добычи по пласту.

Важным вопросом является выбор положения боковых стволов. Проведение анализа разработки, выбор положения забоя бокового ствола и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без знания его геологической особенности. Геологическая неоднородность – одна из важнейших характеристик пород-коллекторов.

Аналитическое выражение комплексного показателя неоднородности имеет следующий вид:

,

где Wm, Wkн – коэффициенты вариации, соответственно, пористости и нефтенсыщенности; M(hэф), M(hпр) – математическое ожидание, соответственно, нефтенасыщенной толщины и толщины пропластков.

Параметры, входящие в комплексный показатель коэффициента неоднородности, рассчитывают по формулам математической статистики. В показателе неоднородности числитель характеризует изменчивость емкостной характеристики пласта-коллектора, а знаменатель – изменчивость пласта, определяемую прерывистостью, расчлененностью и выклиниванием, а также уменьшением толщины на участках – обширными водонефтяными зонами (ВНЗ) [1].

По 280-ти скважинам, побывавшим в эксплуатации и работающим на DII, автором были подсчитаны коэффициенты неоднородности и построена схематическая карта изменения Кнеод по пласту DII. Также были подсчитаны: Кнеод южной нефтяной зоны пласта DII, который равен 0,51; Кнеод северной зоны (ВНЗ) равный 1,32; Кнеод в целом по пласту составил 0,91. Как правило, геологическая неоднородность ВНЗ значительно выше геологической неоднородности чисто нефтяных зон, а разбурены они значительно более редкой сеткой скважин [3]. Это подтверждается и на пласте DII, который имеет обширную ВНЗ, разбуренную редкой сеткой скважин.

Для оптимизации выбора положения бокового ствола предлагается учитывать геологическую неоднородность пласта. Для примера рассмотрим участок, который с точки зрения геологической неоднородности представляет интерес (рис.1).

Рис.1. Участок схематической карты изменения Кнеод по скважинам пласта DII

Рис.2. Участок карты изобар по состоянию на 01.01.2009 г. по пласту DII

Условные обозначения к рис.1, 2: - скважина пьезометрическая; - нефтяная, действующая ШГН; - нефтяная, ликвидированная после эксплуатации; - нагнетательная в ожидании ликвидации; - нагнетательная, ликвидированная после эксплуатации.

―5― - изолиния Кнеод; ―160― - изобара; — - — - внешний контур нефтеносности; — -- — - внутренний контур нефтеносности;

В ореоле максимального Кнеод имеется остаточная нефть, поэтому предлагается пробурить боковой ствол из скважины 970, пробуренной в ВНЗ. Направление бурения рекомендуется задать в сторону скважины 824. По схематической карте изменения Кнеод по скважинам пласта DII видно, что этот участок имеет высокий Кнеод > 15, что свидетельствует о наличии застойной зоны нефти в этом районе (рис. 1). Накопленная добыча нефти по скважине 970 составляет 48,3 тыс. т, с мая 1994 года она находится в пьезометрическом фонде. Долгое простаивание скважины способствует подтягиванию и накоплению остаточной нефти. Скважина 824 находится в фонде ожидающих ликвидацию с мая 1990 года, накопленная закачка составляет 3263,4 тыс.т. Скважина находится в зоне с высоким Кнеод и закачиваемая жидкость не распространялась равномерно по пласту, а упиралась в стенку геологической неоднородности. Возможно, в этом районе пласт не промыт. Прекращение закачки в течение долгого времени свидетельствует об отсутствие фильтрации жидкости в этом районе (рис. 2). По структурной карте пласта DII скважина 970 находится на западном пологом крыле (рис. 3, 4).

Рис.3. Участок структурной карты кровли пласта DIIвх

Рис.4. Участок структурной карты кровли пласта DIIосн

Условные обозначения к рис. 3., 4.: ―1480― - изогипсы кровли пласта; - линия выклинивания коллекторов.

— - — - внешний контур нефтеносности; — -- — - внутренний контур нефтеносности.

Боковой ствол предлагается бурить с отходом от старого забоя на 300м. Рядом с зоной выклинивания коллектора верхняя алевролитовая пачка пласта DII осталась не дренируемой, поэтому там возможно скопление остаточной нефти, а также это возможно в кровельной части основной пачки. Отсутствие верхней пачки пласта при вскрытии поможет уточнить зону выклинивания коллектора.

Таким образом, для достижения максимальной успешности в выборе положения бокового ствола предлагается использовать комплексный коэффициент геологической неоднородности по скважинам и карты геологической неоднородности, которые позволяют количественно оценить степень геологической неоднородности по различным участкам залежей и выделить районы, где предполагается наличие остаточных запасов.


Список использованных источников:

1. Каналин В.Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / С.Б. Вагин, М.А. Токарев, Г.А. Ланчаков, А.И. Пономарев. – М.: «Недра», 2006.
   
2. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения.
   
3. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. – М.: «Недра», 1990.
   
4. Токарев М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта / УНИ, учебное пособие, 1983.
   

УДК 550.8.072

ПРИМЕНЕНИЕ АППАРАТА НЕЧЕТКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ


Р.Д. Ахметсафин, А.В. Ахметова

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Начиная с 1965 г., теория нечетких множеств нашла применение в широком разнообразии дисциплин. В основном нечеткие модели применяются к системам, неподдающимся обычному моделированию, что может быть обусловлено рядом причин: недостатком точных формализованных знаний, нелинейным характером поведения, высокой степенью неопределенности, сложностью формализованной модели (например, неявная зависимость вход – выход) и большим временем моделирования. Нечеткие модели могут быть представлены как логические модели, которые используют конструкцию "if - else" для установки качественных отношений между переменными. Нечеткие множества выступают как гладкий интерфейс между качественными параметрами, включенными в правила и числовыми данными входа и выхода модели. Правила, как основной инструмент нечетких моделей, позволяют использовать информацию, выраженную в форме инструкций естественного языка и, следовательно, делают модели прозрачными к интерпретации и анализу. На вычислительном уровне, нечеткие модели могут быть расценены как гибкие математические структуры, подобные нейронным сетям, которые могут аппроксимировать большой класс сложных нелинейных систем с желаемой степенью точности, или как параметрическая аппроксимация множества функций многих переменных. Новейшие методы в этой области сосредоточились на развитии методов формирования или модификации нечетких моделей по числовым данным.

Предлагается новый подход при интерпретации данных ГИС, основанный на представлении нечеткой модели. Наиболее эффективным применением представляется предсказание петрофизических параметров породы по доступным данным ГИС. Для идентификации структуры и параметров нечеткой модели, предлагается алгоритм образования скоплений (кластеров) объединить с методом последовательных приближений параметров. Одним из возможных применений рассматриваемого подхода является «калибровка» по керну комплекса приборов по исследованию открытого ствола.

Оценка петрофизических параметров - одна из основных задач ГИС. Анализ каротажной диаграммы был и остается наиболее популярной методикой интерпретации геологического строения и оценки параметров породы в нефтяных и газовых коллекторах, начиная с первой регистрации скважины в 1927 году. Каротажная диаграмма отображает электрические, радиоактивные, акустические и другие физические свойства, которые могут быть коррелированны, чтобы с увязкой по глубине дать заключение о таких пластовых параметрах как пористость, водонасыщенность и тип горной породы. Анализ керна позволяет осуществлять прямые измерения многих петрофизических параметров. Отбирать керн в каждой скважине на большом нефтяном месторождении достаточно дорого. Чтобы избежать этих расходов, обычно отбирают керн в важных разведочных скважинах, особенно в возможных производительных зонах, и экстраполируют информацию к другим скважинам или строят петрофизическую модель площади. Для построения петрофизической модели, позволяющей связать прямые и косвенные измерения, как правило, применяют регрессионный анализ по методу наименьших квадратов (МНК). МНК - алгоритм оптимизации, позволяющий определить «лучшую» тенденцию, которая могла бы использоваться как функция приспособления или привязки ГИС. Сложность геологического строения увеличивает разброс данных так, что может и не быть явной тенденции группировки точек в тренд. Эта проблема была частично решена декомпозицией коллектора, регионально или вертикально, на меньшие элементы, соответствующие разным фациям; также вычислением функции сглаживания для каждого элемента. Несмотря на эти ограничения, подход МНК все еще очень популярен, так как обеспечивает эффективный способ вычисления среднего значения параметра, оценки ошибки и входит в состав многих коммерческих пакетов программ.

Моделирование по методу нечеткого подхода имеет заметное преимущество: не требуется никаких предварительных физических или экспериментальных данных о сложности строения коллектора, необходимых для построения удовлетворительной и точной модели по измеряемым данным. Построенные нечеткие модели могут быть использованы на соседних скважинах того же месторождения. Например, возможно прогнозирование таких петрофизических параметров, как остаточная водонасыщенность, капиллярное давление и относительная проницаемость. Но еще более интересным и перспективным является применение аппарата нечеткой логики в качестве альтернативы привычным для геофизиков кросс-плотам.