Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении 
Точка F
на графике соответствует гидростатическому давлению после снятия пакера, а
наклонная прямая, проведенная вниз, означает подъём инструмента.
Описанный метод дистанционного
измерения давления при испытании пласта, вероятно, является более приближенным,
чем замер давления регистрирующими глубинными манометрами. Метод позволяет
регистрировать только крайние точки цикла, тогда как для интерпретации
необходима запись всего процесса изменения давления. Тем не менее метод
дистанционной регистрации давления может оказаться полезным в сочетании с
замером давления глубинными регистрирующими манометрами. В процессе испытаний
дистанционным методом может постоянно контролироваться интенсивность изменения
давления при открытых и закрытых периодах, что позволит более точно определить
продолжительность каждого периода.
Рассмотрим узлы испытателя
пластов МFЕ.
Испытатель пластов (рис.3.3.4, а)
имеет специальную камеру 5. через которую происходит приток пластовой жидкости
в трубы, а при закрытии приемного клапана в конце испытания в ней поднимают
пробу пластовой жидкости, т.е. она выполняет функцию пробоотборника. На верхнем
штоке 1 имеется фигурный паз 2, по которому скользит сухарь 3, закрепленный в
верхнем переводнике 4 испытателя пластов. Уравнительный клапан
(рис.3.3.4, б) конструктивно весьма сложен. Он состоит из верхнего переводника
1 с центральной втулкой 2; верхнего 3 и нижнего 4 штоков; тормозной
камеры 5, корпуса 6 и нижнего переводника 7. Поршень в тормозной камере
установлен таким образом, чтобы обеспечивалось торможение штока при его
движении вверх.
а) б)
Рисунок 3.3.4 а) испытатель
пластов; б) уравнительный клапан
Раздвижное устройство (рис.3.3.5)
предназначается для сохранения сжимающей осевой нагрузки на пакер в момент
приподъема инструмента, когда закрывают приемный клапан испытателя пластов. Оно
состоит из верхнего корпуса 1; переводника 2 с системой переточных
каналов 3, клапанов 4; нижнего корпуса 5 и центрального штока 6,
заканчивающегося резьбовым переводником 7.
Система клапанов в переводнике
установлена на торможение движения корпуса при его перемещении вверх.
Рисунок 3.3.5 раздвижное
устройство
Работа указанной компоновки в
скважине сводится к следующему. После достижения забоя при передаче осевой
нагрузки на испытательный инструмент шток уравнительного клапана свободно
перемещается вниз и перекрывает боковое отверстие в нижнем переводнике 7 (см. рис.3.3.4,
б). Так же свободно перемещается вниз и корпус раздвижного устройства. После
этого пакерующий элемент деформируется. Шток испытателя пластов перемещается
вниз из положения б в положение в (см. рис.3.3.4, а) и сдвигает
центральную втулку 2 (см. рис.3.3.4, б), которая перекрывает боковые
отверстия в верхнем штоке З уравнительного клапана. При подъеме штока (из в
в г) и последующем спуске из положения г (см. рис.3.3.4, а) в
положение а открывается приемный клапан испытателя пластов. Для закрытия
приемного клапана и обеспечения закрытого периода испытания инструмент
приподнимают, шток свободно перемещается в положение б, при этом резко
возрастает нагрузка на инструмент, так как натяжение инструмента через сухари
передается на корпус испытателя пластов. Это является сигналом на поверхность к
прекращению подъема инструмента и его опускают в положение в.
После пребывания испытателя
пластов в закрытом положена бурильную колонну приподнимают и припускают, шток
перемещается в положение а, затем снова открывается приемный клапан и
возникает приток жидкости из пласта в бурильные трубы.
Для закрытия клапана инструмент
вновь поднимают и шток переходит в положение в через б.
После этого все операции можно
повторить в той же последовательности для выполнения нескольких открытых и
закрыты периодов испытания.
Следует отметить, что при
указанных перемещениях инструмента боковые отверстия уравнительного клапана
остаются закрытыми, что достигается при помощи тормозной камеры, и только при длительно приложенной растягивающей
нагрузке в конце испытаний они открываются и давление в подпакерной и
надпакерной зонах скважины выравнивается.
Вертикальные перемещения
инструмента не приводят к уменьшению сжимающей нагрузки на пакерующий элемент,
так как незначительные перемещения корпуса раздвижного устройства вызывают
переток жидкости из верхней камеры в нижнюю (см рис.3.3.5), и давление на
нижний поршень, связанный с корпусом пакера, остается неизменным до тех пор,
пока имеется жидкость в верхней камере. Как только вся жидкость перетечет в
нижнюю камеру, дальнейшее перемещение корпуса раздвижного устройства вверх
приведет к уменьшению сжимающей нагрузки на пакер, что происходит при снятии
пакера после испытаний.
4. Технологическая часть
Оценка качества
гидродинамических исследований разведочных скважин и методов обработки
получаемых данных
Испытания разведочных скважин
проводились в колонне после перфорации испытываемого объекта. Испытания
нескольких объектов в скважине производились снизу вверх с установкой
цементного моста после проведения испытаний нижележащего объекта. Вызов притока
делался путем смены раствора на техническую воду с последующим снижением уровня
компрессированием. В ряде случаев для возбуждения пласта и его испытаний
использовался пластоиспытатель.
В зависимости от величины
притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании
использовался метод "установившихся" отборов, регистрировалась
индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы
скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).
Если приток из пласта не
позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая
восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось
глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли
испытываемого объекта.
4.1.1 Анализ методов
обработки материалов исследований, применявшихся в актах испытаний скважин
Для обработки результатов
исследований скважин в актах испытаний применялись следующие методы. Кривые
восстановления уровня обрабатывались по методу И.М. Муравьева - А.П. Крылова,
позволяющему определять коэффициент продуктивности скважины. В ряде случаев
последний определялся как частное от деления дебита на депрессию. При этом
дебит рассчитывался по приросту уровня в первый момент времени после
прекращения компрессирования, а пластовое давление принималось равным
гидростатическому.
Кривые восстановления давления
после остановки фонтанирующих скважин обрабатывались методом касательной (методом
полулогарифмических координат). Использование этого метода предполагает, что
скважина до остановки работает бесконечно долго с постоянным дебитом. В ряде
случаев использовался метод Хорнера, позволяющий учитывать конечное время
работы скважины с постоянным дебитом.
Индикаторные диаграммы строились
по данным исследований на разных режимах работы скважины. По наклону индикаторной
диаграммы определялся коэффициент продуктивности. В большинстве случаев
исследования проводились на трех режимах.
Продолжительность регистрации
кривых восстановления уровня составляла от 3 до 40 часов. Регистрация кривых
восстановления забойного давления продолжалась от 3 до 20 часов. Причем в
течение последних нескольких часов согласно расшифровке диаграмм в ряде случаев
фиксировалось постоянное забойное давление. Это объясняется низкой
чувствительностью применяемых манометров и компараторов для расшифровки бланков.
Недостаточная продолжительность регистрации кривых и несовершенство
измерительных приборов значительно снижают достоверность получаемых результатов.
После первичной обработки и
анализа качества данных была проведена переинтерпретация материалов
исследований разведочных скважин. Было отбраковано 17 кривых восстановления
давления, уровня и индикаторных диаграмм Причинами отбраковки могут быть:
малое количество точек на кривой
малое время прослеживания
малый темп изменения кривизны
кривой.
Традиционные методы
гидродинамических исследований, такие как методы восстановления давления и
установившихся отборов в большинстве случаев неприменимы для исследований
малодебитных скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора Приобского
месторождения. Причиной этого является невозможность соблюдения технологий
исследований указанными методами, в частности, невозможность создания
нескольких пли хотя бы одного устойчивого режима работы добывающей скважины.
Согласно технологии центра
"Информпласт" (ВНИИнефть) в течение достаточно длительного промежутка
времени (2-З суток и более) производится наблюдение за режимом работы скважины.
В процессе работы скважины регистрируется во времени изменение следующих
параметров: забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений на
устье скважины, а также дебита скважины на замерной установке на поверхности. Измерения
на забое скважины производятся дистанционными приборами, что позволяет в
процессе временных измерений определять режим работы скважины. Затем, в
зависимости от режима работы выбираются методы и технология дальнейших
исследований данной скважины.
Большинство скважин на
месторождении, эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически
фонтанирующими. В аналогичном режиме работают и многие скважины, оборудованные
погружными насосами. В процессе исследований определяются средние значения
времени фонтанирования; времени подъема уровня до устья с момента прекращения
фонтанирования; забойного давления, при котором начинается фонтанирование и
забойного давления, при котором начинается подъем уровня. Все эти
характеристики периодического фонтанирования необходимо знать при обработке
регистрируемой впоследствии кривой восстановления давления (КВД). Они
необходимы для воссоздания истории работы скважины в последние несколько суток
перед закрытием ее на КВД.
Если скважина работает в режиме
периодического фонтанирования, то производится оценка участков роста давления
после прекращения фонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня
в скважине, длина участков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов),
амплитуда изменения давления достаточно велика (не менее 15-20 ат) и кривые
достаточно гладкие, то эти участки роста давления могут быть использованы для
обработки по методу прослеживания уровня.
Если же эти участки роста
давления не соответствуют указанным выше условиям, то для исследований скважины
методом прослеживания уровня необходимо использовать компрессирование скважины.
Бывают случаи, когда по каким-либо причинам невозможно использовать компрессор.
Если при этом в скважине имеется высокое затрубное давление порядка 30-40 ат,
то снижение уровня в стволе скважины для проведения исследований методом
прослеживания уровня можно получить в результате разрядки затрубного
пространства в линию.
После завершения исследований
методом прослеживания уровня при периодическом фонтанировании проводится
исследование методом восстановления давления. При постоянном фонтанировании
согласно обычной технологии скважина закрывается на КВД после последнего режима
исследований методом "установившихся" отборов. При периодическом
фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъема уровня до устья
скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования.
4.2.1 Анализ
методов обработки материалов исследований добывающих скважин
Ниже кратко изложены методы
интерпретации, применявшиеся в данной работе для обработки результатов
исследований добывающих скважин. Эти методы использовались также для
переинтерпретации результатов исследований разведочных скважин.
Для обработки кривых изменения
забойного давления в процессе подъёма уровня как после компрессирования, так и
при периодическом фонтанировании использовалась комплексная методика,
основанная на решении Маскета о свободном притоке в скважину, включающая в себя
три метода, дополняющие друг друга: дифференциальный, интегральный и метод
наилучшего совмещения.
Эта методика обладает большей
разрешающей способностью по сравнению с обычно используемыми методами И.М. Муравьева
- А.П. Крылова и Маскета. Дифференциальный и интегральный методы позволяют
строить индикаторную диаграмму по данным о восстановлении уровня (давления) и
анализировать ее форму. Метод наилучшего совмещения основан на итерационном
процессе варьирования параметров до максимально возможного совмещения реальной
и расчетных эталонных кривых.
Методика позволяет определять
коэффициент продуктивности скважины, давление, близкое по величине к
пластовому, и начальный дебит скважины, существовавший в момент прекращения
возмущения пласта. Кроме того, методика позволяет оценить характер фильтрации
флюида и установить зависимость коэффициента продуктивности скважины от
депрессии на пласт.
Кривые восстановления давления
после прекращения фонтанирования обрабатывались обобщенным дифференциальным
методом (ОДМ) Ю.А. Мясникова. Этот метод позволяет в полной мере учитывать
историю работы скважины до ее остановки, переменность дебита во времени и
продолжающийся приток в скважину после ее остановки. Учет истории работы очень
важен при обработке кривых восстановления давления в разведочных скважинах, до
остановки которых обычно проводятся исследования на разных режимах работы. В
результате обработки определяются гидропроводность пласта, приведенный радиус
скважины, скин-фактор, коэффициент совершенства скважины, проницаемость,
пьезопроводность и пластовое давление.
Наиболее универсальным методом
интерпретации результатов исследований скважин является метод наилучшего
совмещения фактических и расчётных кривых произвольного изменения забойного
давления. Для его реализации проводится прослеживание за изменением забойного
давления (уровня) в течение достаточно длительного промежутка времени,
включающего в общем случае периодическое фонтанирование, периоды подъема уровня
в стволе при открытом устье скважины и восстановления забойного давления при
закрытой заполненной скважине. На всем протяжении исследований кроме забойного
замеряются также устьевые давления и объем отбираемой из скважины жидкости. Эти
данные используются для определения дебита притока из пласта на каждый момент
времени.
Рассмотрим на примере одной из
добывающих скважин использование метода наилучшего совмещения для обработки
кривой произвольного изменения забойного давления. В скважине 3100, рисунок 4.2.1,
в течение 40 часов проводились наблюдения за естественным режимом работы. Происходило
периодическое фонтанирование со временем перелива 1 час и временем подъема
уровня - 9 часов. После очередного подъема жидкости до устья скважина была
закрыта для регистрации КВД.
Определение фильтрационных
характеристик пласта по результатам исследований скважины 3100 проводится тремя
способами. Во-первых, по четырём кривым восстановления уровня (давления) определяется
коэффициент продуктивности. Во-вторых, по кривой восстановления давления,
зарегистрированной после заполнения ствола скважины, согласно обобщённому
дифференциальному методу определяются гидропроводность, проницаемость,
скин-фактор, пьезопроводность и пластовое давление. И, наконец, в-третьих, этот
же набор параметров можно определить по всей кривой изменения давления с
помощью метода наилучшего совмещения.
Рисунок 4.2.1 Обработка кривой
изменения забойного давления методом наилучшего совмещения. Приобское
месторождение, скважина 3100
По данным гидродинамических
исследований добывающих скважин в разной степени изучен разбуренный участок
левобережной части месторождения между кустами 99 на западе и 113 на востоке.
Гидропроводность пласта АС10
наиболее высокая в районах кустов 101, 103, 104. Она составляет, в среднем, 10
д ·см/спз, изменяясь от 7 в скважине 221 до 13,9 в скважине 1146. К востоку от
рассмотренного участка гидропроводность пласта АС10 резко
уменьшается. Уже в районе кустов 1, 102, 105, 109, 119, 110 она становится
равной 1,4-1,5 д·см/спз. В районе куста 115 она сохраняется также на низком
уровне 1,2-1,5 д · см/спз.
Гидропроводность пласта АС11
в районе скважин 1140, 1183, 3015 и 3033 составляет 3,49-3,88 д·см/спз. Чуть
меньше гидропроводность в скважине 1243 и 1263, расположенных восточное. Исключение
составляет скважина 1768, гидропроводность пласта в которой равна 7.7 д·см/спз.
Юго-восточнее, в районе скважин 1287, 3100 гидропроводность пласта АС11
увеличивается существенно - до 7 д ·см/спз. Следует обратить внимание на
ухудшенную зону пласта на юге центральной части разбуренного участка в
окрестности скважин 3164, 3165 и 3182. Гидропроводность пласта в скважине 3165
составила всего лишь 0,3 д·см/спз. По двум другим скважинам определен только
коэффициент продуктивности, он составил соответственно 0,03 и 0,06 мЗ/сут
·ат. В скважине 3165 он также очень мал - 0,01 мЗ/сут · ат.
Пласт АС12 на
центральном участке (кусты 100, 101, 102, 104, 105, 119) имеет наиболее низкие
по сравнению с другими пластами фильтрационные характеристики, но он более
однороден по площади. Среднее значение гидропроводности пласта АС12
на данном участке составляет 1,0 д · см/спз при изменении ее от 0,4 до 2,2 д
·см/спз.
По результатам гидродинамических
исследований установлено, что гидропроводность пласта АС12
увеличивается при появлении в разрезе пропластка АС 12 (0). По
последним геологическим представлениям пропласток АС 12 (0) относят
к пласту АС11.
С целью оценки возможности
длительной эксплуатации скважин при давлениях ниже давления насыщения проведено
шесть длительных комплексных исследований по пяти скважинам при забойных
давлениях выше и ниже давления насыщения. Чистое время исследований составило
160 суток.
Определены геолого-промысловые и
фильтрационные параметры по исследованным скважинам:
пластовые давления
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|
