Оценка индивидуальных эксплуатационных параметров низкодебитных пластов по результатам мониторинга нестационарных полей давления и температуры тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Панарина Екатерина Павловна

• Панарина Екатерина Павловна
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Панарина Екатерина Павловна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ИНФОРМАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ И ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНТРОЛЯ

1.1 Информативные возможности ПГИ в скважинах механизированного фонда, эксплуатирующих совместно несколько пластов

1.2 Дебит, как один из базовых параметров контроля. (Обзор существующих методик определения дебита, роль термометрии)

1.3 Информативные возможности термических исследований при оценке дебита пласта (физические основы метода, способы оценки дебита по результатам термометрии)

1.4 Оценка дебита по термограммам вне работающих пластов как одно из базовых способов при количественной интерпретации термограмм (теоретическое обоснование метода, основные расчетные зависимости, способы обработки термограмм)

1.5 Условия проведения промыслово-геофизических исследований в эксплуатационных скважинах, роль термометрии

1.6 Основные выводы по главе

ГЛАВА 2. ИНФОРМАТИВНОСТЬ ОЦЕНКИ ДЕБИТА В НЕСТАБИЛЬНО РАБОТАЮЩЕЙ НИЗКОПРОДУКТИВНОЙ СКВАЖИНЕ (ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СТАНДАРТНОЙ МЕТОДИКИ)

2.1 Границы применения стандартной методики интерпретации термограмм вне интервалов притока

2.2 Обоснование модели тепломассопереноса в условиях стабильной работы скважины

2.3 Анализ информативности термометрии

2.3.1 Циклическая работа скважины

2.3.2 Нестабильная температура притекающего в пласт флюида

2.3.3 Состав и структура потока

2.3.4 Неопределенности в тепловых свойствах горных пород и заполняющего флюида

2.3.5 Обоснование оптимальных условий проведения исследования (продолжительность, режим отбора и пр.)

2.4 Основные методические погрешности оценки дебитов пластов

2.4.1Погрешности количественной оценки коэффициента нормированной теплоотдачи

2.4.2 Отсутствие данных о геотермической температуре, тепловых свойствах флюида и вмещающих пород

2.5 Подход к интерпретации термограмм вне интервалов притока после изменения режима работы скважины

2.6 Выводы по главе

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ АПРОБАЦИИ И ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕРМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Количественная интерпретация термограмм с учетом возможного нестабильного притока

3.2 Контроль динамики теплового поля при циклическом изменении режима работы скважины

3.3 Оценка интенсивности межпластовых перетоков в статике

3.4 Возможности применения методики в горизонтальных скважинах

3.5 Выводы к главе

ГЛАВА 4. ДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИНЫ (ТЕРМОМЕТРИИ И БАРОМЕТРИИ), КАК ОСНОВА ОПЕРАТИВНЫХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ОБЪЕКТОВ

4.1 Мониторинг неравномерной выработки совместно вскрытых высокопродуктивных пластов с контрастными фильтрационными свойствами

4.2 Специфика мониторинга совместной выработки неоднородной продуктивной толщи при низкой проницаемости пластов

4.2.1 Анализ совместной выработки пластов в условиях контрастной динамики пластовых давлений

4.2.2 Анализ разновременных исследований при изменении депрессии и увеличения выработки пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами

4.2.3 Примеры успешного проведения РИР по результатам анализа комплексных разновременных исследований. (Прирост добычи нефти, ГДИ+ПГИ)

4.3 Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Совместное вскрытие нескольких продуктивных пластов единой сеткой скважин является распространенным и востребованными методом современных систем разработки многопластовых месторождений нефти и газа.

Рост доли эксплуатируемых подобным способом объектов связан прежде всего с растущим удельным весом пластов с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ). Такие пласты отличаются как правило аномально низким коэффициентом проницаемости и продуктивности, вследствие чего их индивидуальная разработка, даже при сложных способах вскрытия не всегда рентабельна. В таких условиях нередко практикуется совместное вскрытие нескольких пластов одним стволом.

Совместная эксплуатация подобных объектов требует постоянного мониторинга их выработки. Причем необходимо контролировать не только интегральные характеристики пластов, но и индивидуальные свойства каждого из них. Поэтому на таких объектах необходимо проводить непрерывный контроль разработки и мониторинг добычи с возможностью определения индивидуальных дебитов и фильтрационных свойств каждого пласта. В его основе лежат системные промыслово-технологические (ТИ), гидродинамические (ГДИС) и промыслово-геофизические (ПГИ) методы исследования скважин.

Среди перечисленных исследований следует выделить методы ПГИ, так как преимущественно по их результатам судят о дебитах пластов и их доле в общем притоке. Безусловно, информация о дебите важна сама по себе, поскольку позволяет оценить текущую долю пласта в суммарной добыче и дать обоснованной прогноз о ее изменении в будущем. Но, кроме этого, без априорной информации о дебите невозможно дать обоснованную обоснованные значения других индивидуальных параметров совместно эксплуатируемых пластов (фильтрационных свойств, пластовых давлений, характеристик совершенства вскрытия).

Таким образом дебит является одним из базовых параметров, который необходим для контроля выработки пластов, а в соответствии с этим оптимизации

процессов разработки и рентабельной добычи. Поэтому задача индивидуальной оценки дебитов совместно вскрытых пластов является очень актуальной.

Традиционным методом определения данного параметра является расходометрия. Однако при притоках малой интенсивности информативность данного метода резко снижается. При их диагностике и оценке наибольший интерес представляют результаты изучения термометрии в интервалах между работающими пластами. Однако традиционные способы количественной интерпретации термограмм имеют существенные ограничения. Основная проблема состоит в том, что они предполагают наличие стабильного фонового теплового поля. Его сложно (практически невозможно) зафиксировать в нестабильно и циклически работающих скважинах, доля которых на объектах ТРИЗ преобладает. Поэтому применительно к этому случаю возникает необходимость в совершенствовании как технологии проведения исследований, так и методики интерпретации результатов. Кроме того, необходим комплексный анализ факторов, осложняющих интерпретацию термограмм в данных условиях исследований.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка индивидуальных эксплуатационных параметров низкодебитных пластов по результатам мониторинга нестационарных полей давления и температуры»

Цель работы

Разработка методики количественной оценки индивидуальных эксплуатационных параметров пластов низкой проницаемости и продуктивности при их совместной эксплуатации на основе комплексных промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических (ГДИС) исследований скважин (в первую очередь нестационарной термометрии и барометрии), анализ информативности и обоснование границ применимости количественной интерпретации результатов ПГИ и ГДИС в условиях циклической и нестабильной работы низкодебитных скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ информативных возможностей современных методов и технологий ПГИ и ГДИС для мониторинга индивидуальных параметров совместно разрабатываемых пластов низкой проницаемости при механизированном способе добычи (ЭЦН).

2. Создание аналитической и численной моделей тепломассопереноса для условий добывающей скважины, вскрывающей совместно несколько нефтяных пластов низкой продуктивности в условиях нестабильной циклической работы коллекторов с учетом возможных межпластовых перетоков.

3. Анализ на численной модели закономерностей формирования теплового поля в скважине вне работающих пластов при нестабильном циклическом притоке. Теоретическая оценка информативности и обоснование достоверности определения индивидуальных дебитов пластов с учетом влияния факторов-помех (изменения температуры и дебита во времени, многокомпонентного потока, его сложного состава и структуры, наличия межпластовых перетоков по стволу и пр.). Оценка достоверности определения дебита при дефиците исходной априорной информации (отсутствии данных о тепловых свойствах заполнителя ствола скважины и вмещающих пород, компонентном составе притока и пр.)

4. Оценка возможностей и границ применимости термических исследований вне интервалов работающих пластов при циклической эксплуатации скважин, слабого нестабильного многокомпонентного притока с учетом основных методических погрешностей.

5. Разработка технологии проведения термических исследований и методики интерпретации результатов в нестабильно работающих малодебитных добывающих скважинах при совместном вскрытии нескольких пластов.

6. Апробация и внедрение усовершенствованной методики оценки дебита по результатам термометрии скважин в интервалах вне работающих пластов при различных условиях проведения исследований (стабильная работа пластов однокомпонентной и сложной продукцией, нестабильный приток низкой интенсивности, наличие межпластовых перетоков и пр.).

7. Динамический комплексный анализ результатов термометрии совместно с методами ГИС и ГДИС при оценке индивидуальных параметров совместно вскрытых пластов в условиях долговременной эксплуатации скважин (при изменении во времени параметров исследуемых объектов: энергетического

состояния пластов, обводнения, совершенства вскрытия пластов развития, интенсивности межпластовых перетоков).

Методика исследований

При решении задач, поставленных в диссертационной работе, выполнены: обобщение и анализ отечественных и зарубежных публикаций по описанной проблеме; численное моделирование процессов тепломассопереноса в системе совместно вскрытых пластов в условиях циклической работы скважин; обобщение и анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин.

В ходе выполнения работы соискатель использовал программное обеспечение отечественных и зарубежных компаний: для визуализации и анализа результатов ПГИ - «Камертон-Контроль» (НПП «ГЕТЭК»), для интерпретации материалов ГДИС - «Saphir», «Topaze» (Kappa Engineering). Программы для численного моделирования распределения температуры в стволе действующей скважины реализованы на языке программирования С++.

Достоверность научных выводов и рекомендаций подтверждена обобщением и анализом результатов, опубликованных отечественных и зарубежных изданиях; оценкой информативности предложенных методов исследований и достоверности выявленных закономерностей поведения изучаемых геофизических полей на базе математического моделирования и многочисленных исследований в скважинах; результатами практического применения и внедрения предложенного подхода к исследованиям многопластовых низкодебитных скважин и интерпретации полученных материалов.

Научная новизна

1. По результатам численного моделирования и анализа геофизических исследований скважин механизированного фонда обоснованы границы применимости количественной оценки интервальных притоков на основе изучения профиля распределения температуры по длине ствола в интервалах вне работающих пластов в условиях нестабильного циклического притока из нескольких совместно вскрытых коллекторов с низкими коэффициентами проницаемости и продуктивности.

Обоснована технология термических исследований скважин, включая оптимальные для оценки объемные расходы флюида, длительности циклов работы насоса и времена регистрации термограмм (при притоке на технологической депрессии, а также при межпластовых перетоках в периоды уменьшения и прекращения отбора).

2. На основе анализа информативности термометрии при определении профиля притока в малодебитных скважинах установлено преобладающее влияние дебита скважины в текущем цикле работы ЭЦН на распределение температуры в стволе вне интервалов притока. В рамках данного анализа учтены основные факторы-помехи: нестабильный приток, предыстория работы скважины, изменение во времени температуры притекающего флюида, сложная структура потока, неопределенности в используемой при интерпретации термограмм априорной информации (в первую очередь о тепловых свойствах заполнителя ствола и вмещающих пород), вероятность возникновения межпластового перетока в статике и при низкой депрессии.

Разработана матрица применимости методики количественной интерпретации термограмм с учетом перечисленных выше факторов, а также основных методических погрешностей, связанных с достоверностью диагностики интервалов притока, прогноза фонового распределения температуры, выбора интервала обработки.

3. Обоснован подход к совместной интерпретации результатов ПГИ и ГДИС в скважинах механизированного фонда с определением фильтрационных

свойств, энергетического состояния и характеристик совершенства вскрытия каждого из совместно эксплуатируемых пластов низкой проницаемости на основе долговременного гидродинамического мониторинга стационарными датчиками давления; циклических термических исследований с индивидуальной оценкой дебитов пластов и интенсивности внутриколонных перетоков.

Защищаемые положения

1. Профиль распределения температуры по длине ствола вне работающих пластов является эффективным средством оценки индивидуальных дебитов объектов, эксплуатируемых совместно механизированным способом в условиях не только стабильного, но и переменного циклического притока. Причем в последнем случае роль термометрии в комплексе ПГИ является доминирующей при условии выбора оптимальной (обоснованной по результатам термомоделирования) для конкретной скважины технологии проведения исследований (способа вызова притока, длительности периодов запуска и остановки скважины, времени и последовательности записи термограмм и пр.) и методики интерпретации полученных результатов.

2. Для обоснованной количественной интерпретации термограмм с целью оценки профиля притока низкой интенсивности необходимо планирование исследований для конкретных условий диагностируемой скважины, которое проводится на основе анализа информативности термометрии с использованием моделирования закономерностей переходных процессов, связанных с влиянием на температурное поле режима отбора, предшествующего изучаемому, в условиях возможного влияния внутриколонных межпластовых перетоков и других факторов-помех.

3. Для успешного контроля эксплуатации совместно вскрытых неоднородных объектов низкой проницаемости с определением индивидуальных фильтрационных свойств и динамики выработки каждого из них долговременный мониторинг гидродинамических параметров должен сопровождаться периодическими оценками индивидуальных текущих дебитов пластов и интенсивности внутриколонных перетоков по результатам интерпретации

нестационарных термических исследований на основе предложенных автором алгоритмов.

Основными защищаемыми результатами является

1. Закономерности формирования теплового поля в эксплуатационной добывающей скважине, оборудованной ЭЦН, при совместном вскрытии нескольких коллекторов низкой проницаемости в условиях нестабильного циклического притока, связанные с теплообменом движущегося по стволу флюида с не работающими толщинами.

2. Закономерности переходных процессов при изменении режима работы малодебитных скважин, связанные с совместным влиянием на распределение температуры в стволе в интервалах вне работающих пластов отбора флюида из пластов и внутриколонных межпластовых перетоков.

3. Критерии выбора оптимальных продолжительностей циклов запуска и остановки скважины, необходимых для оценки объемных расходов флюида при технологическом притоке и внутриколонном межпластовом перетоке низкой интенсивности по результатам нестационарной термометрии.

4. Критерии информативности оценки индивидуальных дебитов совместно эксплуатируемых пластов малой производительности по результатам термометрии с учетом базовых термодинамических эффектов, влияющих на процессы тепломассопереноса в стволе и в интервалах вне работающих пластов. Обоснование преобладающего влияния дебита на фоне факторов помех, оценка точности его определения с учетом неопределенности в исходных данных.

5. Результаты оценки границ применимости и точности количественной интерпретации термограмм в условиях низкой достоверности информации о фоновом температурном поле.

6. Результаты анализа индивидуальных циклических исследований скважин механизированного фонда по технологии «запуск-остановка-запуск» с количественным определением динамики профиля притока и интенсивности

перетока при использовании усовершенствованной методики интерпретации термограмм (исследования реализованы с помощью байпасного оборудования tool»).

7. Обоснованная методика интерпретации термограмм, обеспечивающая минимальную погрешность количественной оценки интервальных дебитов по величине нормированного коэффициента теплоотдачи за счет выбора оптимальных интервалов глубин оценки и времени измерений.

8. Результаты динамического анализа долговременных циклических термических исследований совместно со стационарным мониторингом давления на забое с определением индивидуальных дебитов, пластовых давления, скин-фактора и ФЕС, и оценкой характера их изменения во времени.

9. Критерии принятия решения о проведении геолого-технологических мероприятий по оптимизации выработки продуктивных пластов на основе ПГИ.

Практическая значимость и личный вклад

Предложенная усовершенствованная методика интерпретации термических исследований вне интервалов притока позволяет определить вклад каждого пропластка в суммарном дебите. Комплексная интерпретация результатов ГДИС и ПГИ позволяет определять индивидуальные параметры (дебит, проницаемость, скин-фактор и пластовое давление) совместно эксплуатируемых пластов. На основе полученных результатов принимаются решения по оптимизации разработки многопластовых месторождений, в том числе: проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) с целью изоляции обводнившегося пропластка, адресная оптимизация закачки и отборов для предотвращения «языкового» обводнения по более проницаемому пласту, оптимизация депрессии на нижележащий пласт, бурение боковых стволов и др.

Личный вклад автора состоит в усовершенствовании методики интерпретации термометрии вне интервалов притока в системе совместно вскрытых пластов. На основе результатов моделирования и проведенных экспериментов в скважинах автором выполнено:

- обоснование модели тепломассопереноса в условиях нестабильной работы скважины (циклическая работа скважины, неоднородный состав жидкости притока);

- анализ информативности количественной оценки дебитов с учетом основных процессов в скважине и пласте, влияющих на тепловое поле в конкретных условиях исследуемой скважины и достоверности используемых априорных данных;

- обоснование критериев информативности предложенной методики оценки индивидуальных дебитов совместно работающих пластов низкой проницаемости по результатам нестационарной термометрии;

- планирование и интерпретация специальных ПГИ для условий Приобского месторождения, адресное применение на других объектах компании ПАО «Газпромнефть»;

- динамический анализ данных комплекса ПГИ и ГДИС, с целью оптимизации выработки пластов.

Реализация в промышленности

Внедрение полученных автором научных результатов позволило увеличить результативность исследований по оценке профиля притока на скважинах, вскрывающих одновременно несколько нефтяных объектов. Методика широко применяется для оценки индивидуальных дебитов на многопластовых месторождениях компании ПАО «Газпромнефть». К настоящему времени проведено более 60 исследований в скважинах с ЭЦН на технологической депрессии с определением оценки доли совместно вскрытых пластов в притоке и оценкой их индивидуальных гидродинамических и промысловых параметров.

По результатам исследований по предложенной автором технологии своевременно приняты решения по проведению геолого-технологических мероприятий, способствовавших оптимизации разработки продуктивных пластов и увеличения добычи нефти.

Апробация работы

Результаты работы были представлены на научно-технических конференциях (НТК) и семинарах:

- III научно-техническая конференция молодых ученых ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, 2 - 4 июля 2014 г

- 68-я, 69-я Международная научная студенческая конференция «Нефть и газ», Москва, 2014, 2015 г.

- 5-я Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 14 - 16 октября 2014г.

- 14-я Международная техническая конференция «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча», Томск, 13-15 мая 2015г.

- IV научно-техническая конференция молодых ученых ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, 2-3 июля 2015 г.

- 11-ая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 20 - 23 октября 2015 г.

- XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Москва, 24 - 25 марта 2016г.

- 7-я Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 24 - 26 октября 2016г.

- 8-я Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 14 - 16 октября 2017г.

- 2-я Всероссийская молодежная научная конференция «Актуальные проблемы нефти и газа», Москва, 07 - 09 ноября 2018 г.

ГЛАВА 1 ИНФОРМАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ И ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНТРОЛЯ

Совместное вскрытие нескольких продуктивных пластов единой сеткой скважин является широко востребованным элементом современных систем разработки месторождений нефти и газа [6, 7, 9, 12, 15, 32, 52, 56, 59, 64, 65, 72, 76, 79, 82, 92].

Рост доли эксплуатируемых таким способом объектов связан прежде всего с растущим удельным весом пластов с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ). Такие пласты отличаются как правило аномально низкой проницаемостью и продуктивностью [32, 34, 52, 56, 60, 62, 63, 65 72, 76, 78, 88]. Вследствие этого их индивидуальная разработка, даже при сложных способах вскрытия не всегда рентабельна. В этих условиях нередко практикуется совместное вскрытие нескольких пластов одним стволом.

Эксплуатация подобных объектов требует постоянного мониторинга выработки пластов. При этом необходимо контролировать не только интегральные характеристики совместно эксплуатируемых коллекторов, но и индивидуальные характеристики каждого из них [10, 17, 30, 37, 38, 63]. На таких объектах необходимо проводить непрерывный контроль разработки и мониторинг добычи, в основе которого лежат системные промыслово-технологические (ТИ), гидродинамические (ГДИС) и промыслово-геофизические (ПГИ) методы исследования скважин [20, 37, 38, 68].

Среди перечисленных групп методов следует выделить методы ПГИ, по результатам данных исследований судят о дебитах пластов и их доле в общем притоке [20, 36, 38, 47, 49, 61, 70, 71, 91 и др.].

Безусловно, информация о дебите важна сама по себе, поскольку позволяет оценить текущую долю пласта в суммарной добыче и дать обоснованный прогноз о ее изменении в будущем. Но, кроме этого, без априорной информации о дебите невозможно дать оценку других индивидуальных параметров совместно эксплуатируемых пластов (фильтрационных свойствах, пластовых давлениях, характеристиках совершенства вскрытия).

Таким образом дебит является одним из базовых параметров, который необходим для контроля выработки пластов, а в соответствии с этим оптимизации процессов разработки и рентабельной добычи. Поэтому задача его индивидуальной оценки для совместно вскрытых пластов является очень актуальной.

Спектр объектов, для которых задача оценки индивидуальных дебитов пластов является одной из первоочередных задач ПГИ, достаточно велик. В их числе как скважины, работающие в режиме фонтанирования, или осваиваемые в процессе опробования и капитального ремонта, так и эксплуатируемые механизированным способом. Автор считает наиболее актуальной совершенствование методов контроля производительности именно для последней из названных групп скважин [7, 8, 11, 12, 14, 19, 25, 41, 43, 54, 61, 67].

Это связано прежде всего с тем, что такие скважины обеспечивают в настоящее время существенную долю в добыче. И их роль в системе разработки постоянно растет. Важно и то, что условия проведения промыслово-геофизических исследований в таких скважинах являются наиболее сложными.

В первую очередь это связано с ограниченным спектром технологий ПГИ, которые могут быть реализованы при подобной эксплуатации. Наличие в скважине специального глубинного оборудования (насос, пакерные изолирующие системы и пр.) препятствует выполнению измерений на технологической депрессии [8, 33, 75, 84].

ПГИ можно выполнить, спустив под насос на межремонтный период автономные и дистанционные датчики, закрепленные в фиксированной точке ствола [44, 60]. Но в этом случае мы не можем получить профили распределения параметров по глубине [44,53, 92].

Можно провести исследования в период капитального ремонта, при извлечении глубинного оборудования и вызове кратковременного притока одним из известных способов освоения пласта (компрессированием, свабированием, струйным агрегатом) [20, 28, 37, 38]. Основным недостатком данного способа освоения является маленький и нестабильный приток.

В связи с вышесказанным внимание автора привлек способ проведения исследования с использованием байпасного оборудования «У4оо1» (технология «труба в трубе», позволяет проводить исследование в скважине, оборудованной ЭЦН). Его несомненным преимуществом является возможность проведения ПГИ в скважинах, не способных к фонтанированию, на технологической депрессии. Доля таких скважин в эксплуатационном фонде обычно преобладает, поэтому формирование опорной сети для проведения ПГИ на основе скважин, оснащенным данным оборудованием является наиболее оптимальным. Об этом свидетельствует более чем пятилетний опыт использования подобного оборудования на Южной лицензионной территории Приобского месторождения.

Как показал опыт, многочисленных исследований скважин, анализ которого выполнен в рамках представленной диссертационной работы, даже при технологическом притоке возможности общепризнанных подходов к проведению и интерпретации результатов ПГИ ограниченны. В большинстве случаев стандартные методы количественной оценки дебита не информативны. В частности, данные механической расходометрии чаще всего не пригодны для интерпретации ввиду слабого и нестабильного притока. В сложившейся ситуации основная информационная нагрузка при количественной оценке дебита ложится на исследования теплового поля, анализу результативности которых, автор уделяет особое внимание.

1.1 Информативные возможности ПГИ в скважинах механизированного фонда, эксплуатирующих совместно несколько пластов

На сегодняшний день наиболее распространенным вариантом эксплуатации месторождений, в особенности Западной Сибири, является механизированная добыча [11, 26, 37, 69]. Процесс разработки месторождения сопровождается характерными динамическими изменениями эксплуатируемых коллекторов, в таких условиях необходим постоянный тщательный контроль комплексом ПГИ, возникает потребность проведения исследования в обсаженных эксплуатационных скважинах [38, 61].

Данный комплекс исследований эксплуатационных скважин имеет широкий спектр методов, которые берут свое начало еще в 50-х годах XX века. Основные промыслово-геофизические методы комплекса контроля разработки месторождений включают в себя: электромагнитные, акустические, радиоактивные, термические, методы «притока-состава». Активное участие в исследованиях принимали: Басин Я.Н., Буевич А.С., Валиуллин Р.А., Вендельштейн Б.Ю., Гавура В.Е., Горбачев Ю.И., Дахнов В.Н., Дворкин И.Л., Дьяконов Д.И., Ипатов А.И., Комаров С.Г., Кременецкий М.И., Кузнецов О.Л., Лаптев В.В., Ларионов В.В., Леонтьев Е.И., Марьенко Н.Н., Непримеров Н.Н., Орлинский Б. М., Пудовкин М.А., Резванов Р.А., Чекалюк Э.Б., Яруллин Р. К., Ттег М. Р, ИЛ. Яашеу и др. [20, 27, 33, 37,52, 71, 74, 89, 90, 94, 115, 118 и др.].

В свою очередь ПГИ можно разделить по целям исследования поскольку они могут решать широкий спектр задач в процессе эксплуатации месторождения [12, 17, 20, 24, 34, 36, 37, 48, 49, 61, 70, 71, 73, 91, 93, 102 и др.]. Основными задачами, решаемыми комплексом ПГИ в скважинах механизированного фонда, эксплуатация которых осуществляется с помощью ЭЦН, являются:

- определение профиля и состава притока в процессе эксплуатации, в том числе оценка индивидуальных параметров, характеризующих текущие и потенциальные возможности пластов, вскрытых совместно одним стволом;

- контроль выработки пластов, в том числе мониторинг энергетического состояния и текущей насыщеннности пластов (источников обводнения);

- контроль технического состояния эксплуатационной колонны (обводненность продукции от 50% и более);

- диагностика и оценка межпластовых перетоков по стволу и заколоннному пространству.

Нельзя не отметить, что наряду с ПГИ для решения перечисленных задач используются гидродинамические исследования (ГДИС). Современной тенденцией развития этой группы методов является долговременный стационарный мониторинг давления на забое скважин [20, 34, 52, 61, 104, 106]. В скважинах механизированного фонда подобный мониторинг может быть

организован наиболее эффективно, поскольку большая часть таких скважин оснащена датчиками ТМС на приеме УЭЦН, который позволяет непрерывно диагностировать параметры системы скважина пласт за все время работы скважины [20, 21, 25, 26, 34, 36, 39, 40, 52, 61, 101, 117]. Наиболее наглядный пример охвата скважине нефтяного месторождения датчиками ТМС представлен на рисунке 1.1, датчиками оборудовано более 80% эксплуатационного добывающего фонда.

С помощью гидродинамического мониторинга, при механизированном способе эксплуатации, можно с достаточной степенью точности оценивать фильтрационные и энергетические параметры, характеристики призабойной зоны скважины: гидропроводность: (кИ/ц, где к - проницаемость пласта, И - толщина пласта, ц - динамическая вязкость флюида), пьезопроводность (к/(ц*в), к -проницаемость пласта, в - коэффициент упругоемкости), скин-фактор (характеристика совершенства вскрытия) скважины, а также пластовое давление и отслеживать изменение данных параметров во времени. Гидродинамические исследования обладают наибольшей глубинностью, что позволяет диагностировать интерференцию с окружением [35, 38, 97, 98, 99, 100, 102, 107,112 и др.].

Рисунок 1.1 - Типовой участок месторождения. Красные точками обозначены

скважины, оснащенные датчиками ТМС

По результатам комплекса ГДИС и ПГИ производится анализ текущего состояния разработки месторождения, на основе которого рекомендуют проведение различных геолого-технологических мероприятий, в первую очередь, по интенсификации притока за счет улучшения свойств призабойной зоны (ГРП, СКО, ГКО и пр.).

В данном контексте в связи с темой диссертационной выделим одну из перечисленных выше основных задач - контроль разработки и мониторинг добычи многопластовых систем.

Основная проблема при работе с результатами долговременного стационарного мониторинга заключается в том, что полученные по результатам исследований значения фильтрационных параметров (гидропроводность, скин -фактор и др.) носят интегральный характер и описывают совместное поведение

объектов. В этих условиях очень трудно оценивать риски неравномерной выработки коллекторов [44, 63].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Панарина Екатерина Павловна, 2019 год

- 45 с.

45. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин, - М.: Недра, 1984. - 272 с.

46. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. - М.: Недра, 1973. - 368 с.

47. Косарев В.Е. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений: пособие для самостоятельного изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности «Геофизика». - Казань: Казанский государственный университет, 2009. - 145 с.

48. Косков В.Н., Косков Б.В., Юшков И.Р. Комплексная оценка состояния и работы нефтяных скважин промыслово-геофизическими методами: учеб. пособие. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2010. - 226 с.

49. Кременецкий М.И. Геофизическая информационная система контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин (научное обоснование и создание автоматизированной системы «Геккон»). Дисс. д.т.н. - М.: МИНХ, 1998.

50. Кременецкий М.И. Интерпретация термограммы в действующих скважинах вне интервалов притока. В сб. Физико-химическая гидродинамика, Уфа, 1983.

51. Кременецкий М.И. Оценка пластовых давлений эксплуатируемых совместно интервалов по данным термометрии. деп. ВНИИЭгазпром 1981, Ж20ГЗ-81.

52. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

53. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Мониторинг гидродинамических параметров совместно эксплуатируемых нефтяных пластов // SPE Conference Paper, 138049-RU, 2010. - с. 1-5.

54. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Мельников С.И., Лаптев В.В. и др. Методическое обеспечение технологий ГИС в процессе добычи нефти // НТВ АИС «Каротажник». - 2014. - № 1. - с. 29-45.

55. Кременецкий М.И., Кульгавый И.А. Информативность термических исследований действующих скважин вне работающих интервалов. Изв. ВУЗов Нефть и газ,1987.

56. Кременецкий М.И., Мельников С.И. Раздельная оценка совместно разрабатываемых пластов по результатам ГДИС // Труды 10-й научно-технической Конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», Томск. -2011. - с. 15-17.

57. Кременецкий М.И., Резванов Р.А. Физические основы и теория термических методов исследования скважин, Учебное пособие, М., МИНГ, 1983, 67 с.

58. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. Уч. для вузов. - М.: Недра, 1991. - 223с.

59. Лушпеев В.А., Цику Ю.К. Мониторинг работы скважин, оборудованных системами одновременно-раздельной эксплуатации, термогидродинамическими методами // Инженерная практика. - 2015. - №02. - с. 48-54.

60. Лушпеева В.А. Разработка и исследование термогидродинамических методов оценки фильтрационных свойств многопластовых объектов: автореф. дис. к.т.н. Тюмень, 2007. - 25 с.

61. Мартынов В.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Мельников С.И., Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Кокурина В.В., Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 3. - с. 106-109.

62. Мельников С. И., Ипатов А. И., Кременецкий М. И. и др. Опыт реализации технологии контроля притока и его состава на технологическом режиме отбора при ОРЭ // Инженерная практика. 2014. - №1 - с. 42-47.

63. Мельников С.И Методика раздельного промыслово-геофизического контроля совместно эксплуатируемых нефтяных пластов 25.00.10 - М.: 2015. - 138 с.

64. Мельников С.И. Контроль совместной разработки низкопроницаемых пластов в условиях ГРП // Инженерная практика. - 2013. - №1. - с. 49-53.

65. Мельников С.И. Новый способ определения ФЕС, скин-факторов и оценки энергетического состояния пластов при совместной разработке на основе мониторинга технологических параметров // Инженерная практика. - 2012. -№2. - с. 38-43.

66. Мельников С.И., Гуляев Д.Н., Кременецкий М.И., Кокурина В.В., Кричевский В.М. Решение проблемы интерпретации результатов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов с гидроразрывом на основе анализа снижения дебита скважин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. - с. 45-49.

67. Мельников С.И., Кокурина В.В., Кременецкий М.И. Технология контроля совместно разрабатываемых низкопроницаемых пластов в условиях гидроразрыва // SPE Conference Paper, 161970-RU. - 2012. - с. 2-9.

68. Мельников С.И., Кокурина В.В., Кричевский В.М., Морозовский Н.А. Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий // Инженерная практика. - 2012. - № 8. - с. 6-11.

69. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти. - М.: ВНИИОНГ, 1978. - 44 с.

70. Непримеров Н.Н. Десятитомное собрание научных и литературных трудов. Том 7. - Казань: Центр инновационных технологий, 2004. - 240 с.

71. Непримеров Н.Н. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. -Казань : КГУ, 1968. - 161 с.

72. Нестеренко М.Г. Разработка методики определения состава жидкости в скважине на основе термогидродинамических исследований - У.: 2014. - 195 с.

73. Орлинский Б.М., Арбузов В.М. Контроль за обводнением продуктивных пластов методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1971. - 152 с.

74. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. - М.: Недра, 1977. - 239 с.

75. Панарина Е.П., Мельников С.И., Кременецкий М.И. Промыслово-геофизический мониторинг многопластовых скважин, оборудованных насосами (ЭЦН) и байпасными системами Y-TOOL / // Каротажник. - 2015. -№9. - С 14-24.

76. Панарина Е.П., Кременецкий М.И., Кричевский В.М., Ипатов А.И., Биккулов М.М., Коновалов А.О. Оптимизация работы многопластовых скважин с ЭЦН по результатам гидродинамического и промыслово-геофизического мониторинга // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов - 2015. - Т. 326 № 10. - С. 135-142.

77. Панарина Е.П., Мельников С.И., Кременецкий М.И. Индивидуальная оценка параметров совместно эксплуатируемых пластов на основе динамического анализа геофизических и гидродинамических исследований // Каротажник. -2016. - №2. - С. 45-56.

78. Панарина Е.П. Перспективы совершенствования термических исследований при изучении профиля и состава притока в горизонтальных скважинах // Газовая промышленность. - 2016. - №3. - С. 76-80.

79. Панарина Е.П., Ипатов А. И., Каешков И. С., Кременецкий М. И., Буянов А.В., Фигура Е.П. Опыт эффективного мониторинга фонтанной горизонтальной нефтяной скважины с помощью распределенной оптоволоконной термометрии» / // Каротажник- 2017 - № 8 (278)

80. Панарина Е.П. Практика и результативность внедрения технологии контроля притока и его состава на технологическом режиме отбора при ОРЭ // Инженерная практика. - 2016. - № 6 - С. 26-36

81. Панарина Е.П., Кременецкий М.И., Мельников С.И. Количественный мониторинг нестабильного притока. На что способна нестационарная термометрия (SPE_181981-MS, «Quantitative Inflow Profile Determination in Unsable Producers Travsient. Temperature Potential») // SPE_181981. - 2016 - 21 с

82. Панарина Е.П. Мониторинг выработки многопластовых залежей по результатам исследований действующих скважин // Тезисы докладов 14-ой НТК «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча», Томск, 2015. - с. 25-26.

83. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. - Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1977. - 166с

84. Рамазанов А. Ш., Валиуллин Р. А., Садретдинов А. А. и др. Термогидродинамические исследования в скважине для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы// SPE 136256. - 2010. - 23 с.

85. Рамазанов А.Ш., Пудовкин М.А. О некоторых математических моделях теплового поля водонагнетательной скважины. - Уфа, 55с.- Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ 27 авг. 1979г., №681.

86. Рамазанов А. Ш, Садретдинов А. А. Использование симуляторов для количественной интерпретации температурных исследований скважин // НТВ АИС Каротажник - 2014. - 9 (243) - с. 38-46.

87. Рамазанов А.Ш., Шарипов А.М., Нагимов В.М. Аналитические модели для диагностики гидроразрыва пласта по данным термогидродинамических исследований // НТВ АИС «Каротажник» - 2014. - 9 - стр. 87-82

88. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. - М., 2002.

89. Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. -М.: Недра, 1982. - 368 с.

90. Стрельченко В.В. Геофизические исследования скважин. Учебник для вузов. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2008. - 551 с.

91. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов М.: Недра, 1974. -224 с.

92. Федоров В.Н., Мешков В.М., Клюкин С.С., Лушпеев В.А. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов. Патент РФ №2005100437/03, 2006.

93. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов - М.: Недра, 1989. - 190 с.

94. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. - М., Недра, 1965. - 238 с.

95. Шарафутдинов Р., Валиуллин Р., Шарипов А., Рамазанов А., Бадец К., Джаффрезик В. Исследование температурных полей в пластах с трещиной гидроразрыва // SPE Conference Paper, 187748-RU, 2017. - с. 1-9.

96. Aslanyan, A., Aslanyan, I., Salamatin, A., Karuzinm, A. Numerical Temperature Modeling for Quantitative Analysis of Low-Compressible Fluid Production // SPE 172090-MS, 2014.

97. Bourdet D. Pressure behavior of layered reservoirs with crossflow // SPE California regional meeting, SPE 13628. - 1985.

98. Bourdet D. Use of Pressure Derivative in Well-Test Interpretation // Supplement to SPE 12777. - SPE-19215. - 1989.

99. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. 2002. -426 p.

100. Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of Pressure Derivative in Well Test Interpretation, SPE-12777 // SPE Formation Evaluation. - June 1989. - 2. - №4 - p. 293-302.

101. Christine A., Ehlig-Economides C. A. Discover a Career in Pressure-Transient Testing // The Way Ahead. 2010. Vol. 6. № 3. p. 18-35

102. Dozier G.C. Don't Let the Temperature Log Fool You"-False Indications of Height Containment From Case Studies in a Tectonically Stressed Environment // SPE-25869 - 2009. - p. 346-356.

103. Duru O., Horne R. N. Modeling Reservoir Temperature Transients and Matching to Permanent Downhole Gauge Data for Reservoir Parameter Estimation. // SPE -115791 - 2008

104. Duru O. Reservoir Analysis and Parameter Estimation Constrained to Temperature,

Pressure and Flowrate Histories. DP dissertation, Stanford University, 2011. - 399 p

105. Fagley J. et al. An Improved Simulation for Interpreting Temperature Logs in Water Injection Wells // SPEJ (Oct. 1982), p.709-718.

106. Gringarten A.C., Ramey Jr. H.J., Raghavan R. Applied Pressure Analysis for Fractured Wells // SPE 5496. - 1975.

107. Gringarten A.C., Ramey, H.J. Jr., The Use of Source and Green's Functions in Solving Unsteady Flow Problems in Reservoirs // SPE Journal. - 1973. - 13: T. 5. -p. 285-296.

108. Gringarten A.C., Reservoir Limit Testing For Fractured Wells // SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition. - Houston, Texas. -1978. - SPE-7452.

109. Kremenetsky M.I., Melnikov S. I., Panarina E. P., Kokurina V. V. New way of individual evaluation of tight comingled reservoirs // SPE Conference Paper. -171254-MS. - 2014. - p. 2-6.

110. Kunz K. S., Tixier M. P. Temperature Surveys in Gas Producing Wells // JPT № 111- 1955.

111. Maubeuge F., Didek M., Beardsell M. B. et al. Model for Interpreting Thermometries // SPE 28588 -1994.

112. Muradov K. Temperature Modeling and Real-time Flow Rate Allocation in Well with Advanced Completion. DP dissertation, Heriot-Watt University, 2010. - 210 p.

113. Nikolin I., Dauboin P., Valiullin R., Sharafutdinov R., Ramazanov A., Sharipov A. Method for evaluating fractures of a wellbore. - Международный патент W02015IB01894 20150828.

114. Onur M. Modeling and Interpretation of the Bottomhole Temperature Transient Data // SPE-185586-MS, 2017

115. Ramey H.J., Jr. Wellbore heat transmission // Journal of petroleum Technology, 1962 - p. 85-96.

116. Schlumberger M, Doll H.G., Perebinossoff A.A. Temperature Measurements in Oil Wells. Journal of the Institute of Petroleum Technologists. - 1937, 23, N 159, PP. 125.

117. Sui W, Zhu D, Hill A.D. & Ehlig Economides C.A. Determing Multilayer Formation Properties from Transient Temperature and Pressure Measurements // SPE 116270, 2008

118. Witterholt E.J., Tixier M.R.Temperature Logging In Injection Wells // SPE-4022-MS, 1972.