Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин для принятия решений по управлению

Лекция 1

Тема: интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин для принятия решений по управлению.

Введение

Методы управления — это все виды технологического воздействия на объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на повышение эффективности разработки месторождения.

Управление разработкой нефтегазовых месторождений необходимо для обеспечения соответствия плановых и фактических показателей разработки. Управление разработкой часто называют ”регулирование разработкой”, т.е. необходимо приблизить плановые объемы добычи к фактическим. На производстве существуют 2 основных цеха – цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) и поддержания пластового давления (ППД). Поскольку нефть добывается в ЦДНГ, то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами.

1. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления, т.е. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.
2. Интенсификация – управление продуктивностью скважин (кислотные обработки ПЗС, ГРП, зарезка боковых стволов).

Далее методы управления связаны с изменением режимов работы нагнетательных скважин, закачкой активных примесей и т.д.

Классификация методов управления

1) Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления.

2) Воздействие на призабойную зону скважин (управление продуктивностью) с целью интенсификации притока (приемистости) - гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, кислотные обработки и т.д.

3) Отключение высокообводненных скважин.

1. Повышение забойного давления нагнетательных скважин;
2. бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов.
3. Перенос фронта нагнетания.
4. Использование очагового заводнения.
5. Применение изоляционных работ.
6. Выравнивание профиля притока или приемистости;
7. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН – увеличение производительности за счет снижения забойного давления.

Выбор скважин для оптимизации их работы – низкая обводненность, высокий коэффициент продуктивности и резерв снижения забойного давления.

При оптимизации работы скважин необходимо оценивать прирост дебита при снижении забойного давления.

Если скважина до оптимизации работает с определенным дебитом по жидкости при соответствующем забойном давлении, т неправильно считать, что при снижении забойного давления ее продуктивность заведомо сохранится и прирост дебита можно определить по значению продуктивности в базовом варианте.

При снижении забойного давления следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

Поэтому необходимо обосновывать модели притока с учетом отклонений от линейного закона Дарси, параметры которых определяются при гидродинамических исследованиях скважин (ГДИС).

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти.
2. Бравичев, Бравичева Палий. Глава 9.

Все аналитические модели притока (в виде конкретных формул) содержат параметры, характеризующие фильтрационно-емкостные и физические свойства системы. Эти свойства определяются в среднем по всему объему дренирования: эквивалентная в объеме дренирования проницаемость, пьезо и гидропроводность. Поэтому формулы притока могут быть использованы для оценки добывных возможностей скважин при обосновании способа эксплуатации с вариантом компоновки оборудования.

При управлении разработкой неоднородного пласта оценка эквивалентных параметров не отражает реальной картины фильтрационных потоков. Поэтому в случае неоднородных объемов дренирования интерпретация результатов ГДИС проводится при их воспроизведении с помощью программных продуктов по гидродинамическому моделированию.

Линейные модели притока, используемые для оценки добывных возможностей скважин в однородном пласте (при оптимизации).

1. Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления (в случае линейной индикаторной линии).

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная Sсв.). Rк – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

2. Необходимо оценить фактический коэффициент продуктивности скважины. Обычно Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах:

1. проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;
2. проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;
3. деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S, который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м3/(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м3/сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора варианта компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, данный метод управления не является эффективным.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 2 м3/(сут·МПа), то снижение забойного давления на 5 атм. приводит к увеличению дебита всего на 1 м3/сут.

В этом случае необходимо использовать второй метод управления – управление продуктивностью скважин.

Выдача рекомендаций по управлению продуктивностью скважин состоит из двух этапов:

1. Выбор метода управления продуктивностью скважин.

2. Оценка технологических критериев - прироста дебита и т .д.

Решение этой задачи осуществляется при гидродинамическом моделировании процесса разработки.

Например, если в качестве метода управления используется зарезка бокового ствола, гидродинамические расчеты должны быть направлены на обоснование параметров указанной технологии (длина ГС, профиль и т.д.).

По 1 позиции необходимо определиться с размером призабойной зоны скважины.

Например, если призабойная зона скважины составляет 10 и более м, то СКО может быть неэффективна. Так бывает в карбонатных коллекторах, поглощающих глинистый раствор, жидкости освоения, мех. примеси и др.

3. Дополнительные фильтрационные сопротивления возникают вследствие образования вблизи скважины, так называемой, призабойной зоны. Призабойная зона имеет расчетные параметры kпзс и Rпзс (рис.2)

(4)

Формула выводится исходя из неразрывности фильтрующегося потока: приток к призабойной зоне должен быть равен притку к забою.

Естественно между скин-фактором и расчетными параметрами призабойной зоны существует связь

(5)

На практике часто пренебрегают размером призабойной зоны скважины и рассчитывают дебит по формуле (6)

(6)

При этом получают завышенное значение проницаемости призабойной зоны скважины. При обработке результатов гидродинамических исследований по большому числу месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири получен адаптационный коэффициент, позволяющий более адекватно оценить указанный параметр. Адаптационный коэффициент , т.е существуют оптимистический и пессимистический прогнозы.

Методика оценки параметров призабойной зоны скважины по ГДИС.

1. Определяется фактический коэффициент продуктивности скважины с использованием методов математической теории эксперимента (метод наименьших квадратов).

2. Оценивается завышенное значение проницаемости призабойной зоны (ф-ла 6).

3. С помощью адаптационного коэффициента уточняется проницаемость призабойной зоны.

4. Рассчитывается радиус призабойной зоны скважины (ф-ла 4).

5. Рассчитываются скин-фактор и приведенный радиус скважины.

Пример. Пусть при исследовании скважины методом последовательной смены установившихся отборов получена величина коэффициента продуктивности скважины, равная 2 м3/(сут·МПа). Необходимые для расчетов исходные данные следующие: проницаемость удаленной зоны (за пределами ПЗС)- 100·10-15 м2; радиус контура питания скважины 150 м; радиус скважины 0.1 м; вскрытая продуктивная толщина 10 м; объемный коэффициент и динамическая вязкость жидкости соответственно равны 1 и 5·10-3 Па·с.

Проницаемость пласта, определенная на основе коэффициента продуктивности, равна 13.47·10-15 м2, с учетом необходимости занижения указанного значения для ПЗС - kПЗС может находится в пределах от 9.6210-15 до 11.22510-15. Радиус призабойной зоны, определенный по формуле (4) находится в пределах от 14.83 до 37.97 м.

Таким образом, в качестве метода управления может быть предложена зарезкам бокового ствола, а не СКО.

Следующим этапом является проведение многовариантных гидродинамических расчетов (семинары).

5. При низких депрессиях параметры призабойной зоны и скин-фактор являются параметрами ЛИНЕЙНОЙ модели притока. Эти параметры определяются методами математической теории эксперимента (в данном случае – метод наименьших квадратов).

Метод наименьших квадратов заключается в следующем.

1. Строится вариационный ряд значений исследуемого параметра на основании результатов геолого-геофизических исследований и промыслового опыта.

2. Рассчитывается критерий F для каждого значения исследуемого параметра:

Если предположительное число значений параметра m, то критерий рассчитывается m раз.

Искомый параметр соответствует наименьшему расчетному значению критерия F.

• Расчетное значение дебита может быть получено по формуле притока при конкретном значении искомого параметра. Так, , , . На основе этих расчетных значений определяется F1.
• Расчетное значение дебита может быть получено с использование гидродинамической модели объема дренирования при использовании программных продуктов. В этом случае ГДИС воспроизводятся с использование указанных программных продуктов.

В настоящее время при интерпретации ГДИС оценивают эквивалентную проницаемость (гидропроводность, пьезопроводность).

Это оправдано при оценке дебитов скважин.

Для управления разработкой необходимо иметь информацию не об эквивалентной проницаемости, а о неоднородности объема дренирования. Например, знать послойную проницаемость. Поэтому и используются программные продукты по гидродинамическому моделированию.

Если требуется определить осредненные по объему дренирования параметры уравнения притока, в некоторых случаях строится, так называемая, система нормальных уравнений, которая получается при дифференцировании критерия наименьших квадратов по искомому параметру.

Пусть имеется активный эксперимент – Yi(Xi), i=1,2…n. Требуется определить параметры линейного тренда Y=A+BX по методу наименьших квадратов.

Критерии метода.

Параметры А и В определяются при решении следующей системы уравнений:

или

6. Оценка фактической продуктивности скважины.

В общем случае линейное уравнение притока имеет вид:

.

Если параметр С значим, то существует начальный градиент давления (С – отрицательное).

Так, имеются результаты ГДИС , требуется определить параметры линейного тренда Y-Q, X-.

PAGE 2

Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин для принятия решений по управлению