РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1/.4
© Коллектив авторов, 2015
Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов
А.И. Ипатов, д.т.н.,
М.И. Кременецкий, д.т.н.,
Д.Н. Гуляев, к.т.н.,
С.И. Мельников,
И.С. Каешков,
Н.А. Морозовский
(ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Адрес для связи: kremenetskiy.mi@gazprom-neft.ru
Ключевые слова: контроль разработки месторождений углеводородов, промыслово-геофизические исследования скважин, гидродинамические исследования скважин, стационарные информационно-измерительные системы.
Reservoir surveillance when hard-to-recover reserves developing
A.I. Ipatov, M.I. Kremenetskiy, D.N. Gulyaev, S.I. Melnikov, I.S. Kaeshkov, N.A. Morozovskiy (Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg)
E-mail: Kremenetskiy.MI@gazprom-neft.ru
Key words: operation control of oil and gas fields, production logging, well testing.
Article describes problems of tight reservoir surveillance developing. Until recently the only developing power of surveillance was enhancing a set of well testing and interpretation methods. Dramatical changes were brought by brand new unordinary technologies of downhole measurements, mostly based on permanent monitoring systems. Article shows main features of long-term production and pressure monitoring, along with technologic solutions developed by the authors. They include individual evaluation of commingled tight formations parameters, inflow profiling in horizontal wells (incl. multi-fractured) using dynamic temperature data, macro fissures parameters estimation in tight plays etc. Effectiveness of suggested approaches in reservoir surveillance is being analyzed.
В настоящее время объем трудноизвлекаемых запасов нефти (ТрИЗ) в структуре запасов ОАО «Газпром нефть» приблизился к 50 %. При этом наибольшие запасы сосредоточены в низкопроницаемых, неоднородных и недонасыщенных пластах. Указанные факторы активизировали процесс массового перехода к строительству высокотехнологичных скважин: горизонтальных (ГС) -249 в 2014 г., ГС с многостадийным гидроразрывом (МГРП) - 184 в 2014 г., многоствольных - 36 в 2014 г. Кроме того, произошел существенный прогресс в области методов контроля разработки залежей. Сложившаяся к настоящему времени система контроля включает большой арсенал методических и технических средств и успешно используется на многих залежах с ТрИЗ. Одним из основных путей развития этой системы является расширение спектра используемых методов, совершенствование измерительной аппаратуры. Однако ресурсы развития далеко не безграничны. К сожалению, при увеличении доли ТрИЗ в разработке снижается результативность традиционных методов промысловых исследований.
Уменьшение информативности практически всех методов промыслово-геофизического контроля отмечается при разработке низкопроницаемых (менее 2-10"3 мкм2) пластов. Так, вследствие низкого дебита и многокомпонентого притока резко снижаются возможности расходометрии. Методы оценки состава лишь косвенно отражают профиль притока, так как зависят от особенностей структуры потока. В условиях аномально низкой проницаемости пластов привычные модели фильтрации также неэффективны.
В сложившейся ситуации в ОАО «Газпром нефть» начаты активные поиски выхода из сложившейся ситуации. Сначала был расширен арсенал методов исследований скважин. В частности, в комплекс исследований включены методы, которые до недавнего времени или не исполь-
зовались на объектах компании или применялись ограниченно. В качестве примера можно назвать спектральную шумометрию и дивергентный электрокаротаж через колонну. [1]. Однако кардинально изменить ситуацию в области контроля разработки удалось только с появлением принципиально новых нестандартных технологий скважинных измерений, основанных преимущественно на использовании перманентных систем гидродинамического и промыслово-геофизического мониторинга [2, 3]. Внедрение подобных систем позволило не только существенно повысить информативность и эффективность исследований скважин, но и более оперативно использовать полученные результаты при управлении разработкой. При этом потери добычи нефти вследствие плановых остановок скважин на время исследований постепенно сводятся к нулю. Концепция непрерывного долговременного геомониторинга включает не только дистанционный способ измерения параметров в стволе, но и обратную связь, обеспечивающую оперативное применение накапливаемой информации для оптимизации работы и управления объектами промысла.
Рассмотрим основные аспекты практического использования промыслово-геофизического и гидродинамического мониторинга для решения задач контроля разработки объектов с ТрИЗ, а также некоторые технологические решения, разработанные авторами данной статьи.
Долговременный мониторинг параметров
технологического режима работы пластов
Стационарные информационно-измерительные системы (СИИС) позволяют устанавливать глубинные датчики и обеспечивать в режиме реального времени телеметрию с забоя работающей скважины в течение всего периода эксплуатации (включая механизированный способ эксплуата-
ции). Это дает возможность в режиме on-line не только вести непрерывную регистрацию забойных параметров, но и обеспечить их оперативную обработку и мониторинг в аналитических центрах. Такие технологии - неотъемлемое звено «интеллектуальных» скважин и их можно считать критерием развития технологий разработки нефтегазовых месторождений [1-5].
Результаты длительного стационарного мониторинга на забое давления и температуры могут успешно использоваться для оценки текущего энергетического состояния пластов, взаимовлияния скважин, фильтрационных свойств межскважинного пространства [3, 6, 7] и являются основой решений по совершенствованию системы разработки: интенсификации добычи, оптимизации системы поддержания пластового давления, предупреждению преждевременного обводнения скважин и др.
Оценка индивидуальных добычных возможностей
совместно эксплуатирующихся на депрессии
низкопроницаемых пластов
Раздельная эксплуатация нескольких объектов, по своим характеристикам попадающих в категорию объектов с ТрИЗ, экономически не выгодна. Единственный выход - разработка многопластовых объектов единой сеткой скважин, причем в условиях ТрИЗ в скважине перед вводом в эксплуатацию каждый пласт вскрывают путем проведения гидроразрыва. Данные факторы значительно затрудняют определение индивидуальных параметров пластов, хотя это является неотъемлемым требованием Госорганов РФ.
Ведущая роль в решении указанной задачи принадлежит промыслово-геофизическим исследованиям. При временном или стационарном размещении комплекса датчиков в кровле каждого совместно эксплуатируемого пласта (или интервала в ГС) можно определить фазовый состав притока, изучить изменения пластовой энергии и динамично меняющиеся при разработке фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и энергетическое состояние пласта [1, 3]. Такие работы в настоящее время активно проводятся в компании «Газпром нефть», причем большинство применяемых технологий являются авторскими и инновационными.
Тем не менее даже подобные измерения не могут полноценно заменить привычный комплекс промыслово-геофизических исследований, поскольку не позволяют получить детальные профили геофизических параметров по глубине. Их альтернативой для механизированного добывающего фонда в настоящее время стали исследования при оборудовании скважин байпасными системами Y-tool. Опыт по организации и проведению таких работ подтвердил, в частности, дополнительные возможности метода термометрии по оценке дебитов совместно вскрытых пластов низкой проницаемости (когда не информативна расходометрия) [8, 9]. Имея данные о вкладе каждого из совместно эксплуатируемых пластов (интервалов) в суммарный дебит, оценку интегральных параметров системы пластов можно заменить определением ФЕС, параметров вскрытия и энергетического состояния каждого пласта в отдельности. Однако такая задача может быть решена, если информация о расходах каждого пласта дополнена данными о разности скин-факторов между пластами (данные могут быть взяты по дизайну ГРП) либо о соотношении проницаемостей пластов, определенных по
результатам геофизических исследований скважин (ГИС) в открытом стволе [10, 11].
Оценка индивидуальных параметров работы совместно вскрытых пластов на основе мониторинга переходных режимов
Точность оценки индивидуальных параметров пластов удалось повысить при мониторинге изменения дебита на переходных режимах (при запуске или остановке скважины). Для обоснования информативности гидродинамических исследований скважин (ГДИС) при решении данной задачи авторами была построена детальная численная модель, которая учитывала взаимовлияние пластов по стволу скважины. Рассматривался типичный для эксплуатации объектов с ТрИЗ случай, когда каждый пласт вскрывался с применением гидроразрыва, причем учитывалось, что пласты могут изначально отличаться как по ФЕС, так и по скин-фактору и пластовому давлению.
Как показали расчеты, характер изменения дебита по каждому пласту в первые часы после ввода скважины в эксплуатацию определяется преимущественно параметрами трещины ГРП. На рис. 1 приведены результаты расчетов для двух пластов, причем по темпу изменения разности де-битов пластов можно оценить различие скин-факторов пластов Это дает возможность достоверно определить фильтрационные параметры каждого пласта [12].
Рис. 1 Изменение дебита пластов q во времени £
1, 2 - соответственно верхний (проницаемость 0,01 мкм2) и нижний (проницаемость 0,001 мкм2) пласт; qXf), q2(t) - дебит соответственно верхнего и нижнего пласта без ГРП; q1'(0, q'(f) - то же с трещинами ГРП одной длины 50 м; q1"(f), q''(f) - то же с длиной трещины ГРП в верхнем пласте 50 м, в нижнем - 100 м
Полученная с применением указанной методики информация о пластах позволяет построить достоверную гидродинамическую модель многопластовых месторождений, на основе которой будут рекомендованы адресная оптимизация закачки и отборов, геолого-технологические мероприятия по интенсификац
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.