Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении (стр. 6 из 11)
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
4.3 Оценка изменения фильтрационных параметров пластов по площади
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.
4.4 Гидродинамические исследования скважин при забойном давлении ниже давления насыщения
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
коэффициенты продуктивности
давления насыщения
забойные давления, ниже которых начинают уменьшаться коэффициенты продуктивности
параметры J и n характеризующие приток к скважине при забойных давлениях ниже давления насыщения
Разработана методика и технология исследований скважин при давлениях ниже давления насыщения.
Установлены корреляционные связи между параметрами J, n и коэффициентом продуктивности.
Разработана методика прогнозирования дебита скважин Приобского месторождения при забойных давлениях ниже давления насыщения.
Проведенные исследования свидетельствуют о том, что понижение забойного давления ниже давления насыщения в высокопродуктивных скважинах позволяет увеличить их дебит.
При снижении забойного давления до 20-40 ат не отмечалось опережающих прорывов газа и закупорки призабойной зоны.
Расширение воронки разгазирования, вызванное падением пластового давления на 20 ат за 2 года эксплуатации скважины 1183 при забойном давлении порядка 40 ат, не привело к ухудшению фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины.
Стабильность фильтрационных характеристик зоны разгазирования при пластовом давлении выше давления насыщения позволяет проводить долгосрочный прогноз дебитов скважин.
Для подтверждения и уточнения корреляционных связей, лежащих в основе методики прогнозирования, установленных по пяти скважинам, необходимо проведение дополнительных исследований по большему числу скважин.
Получена формула для прогнозных расчетов дебитов скважин Приобского месторождения при забойных давлениях ниже давления насыщения.
q=Ко (рпл - 115) +0.005К 01.717 (1152-р2)1.15-0.2K0 (4.1)
Для проведения расчетов по формуле должны быть известны текущее пластовое давление рпл и коэффициент продуктивности скважины при давлениях выше давления насыщения Ко. Если пластовое давление неизвестно, то можно рассчитать не сам дебит скважины, а его прирост за счет снижения забойного давления ниже давления насыщения. Он будет равняться второму слагаемому в формуле. Из формулы видно, что прирост дебита от пластового давления не зависит.
4.5 Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований
На ряде разведочных скважин в процессе их испытания производились мероприятия по интенсификации притока: соляно-кислотные обработки, повторные перфорации, многократные свабирования и др. В большинстве случаев проведение мероприятий по интенсификации притока было успешным. Коэффициенты продуктивности увеличивались в 1,5-2 раза. В отдельных случаях только проведение мероприятий позволяло получить приток из пласта. Следует отметить, что в исследованных скважинах, как в разведочных, так и в добывающих независимо от того, проводились ли в них мероприятия по интенсификации притока, имеют место как положительные, так и отрицательные значения скин-фактора. Это объясняется следующим образом. В процессе бурения происходит двоякое воздействие на призабойную зону пласта. С одной стороны происходит её улучшение за счет механического воздействия (разрушения), а с другой - ухудшение за счет проникновения фильтрата бурового раствора, а в высокопроницаемом пористом или трещиноватом пласте и глинистых частиц. Вполне очевидно, что в низкопроницаемых коллекторах преобладает первое воздействие, а в более проницаемых - второе. Это наблюдается и по имеющимся шести разведочным скважинам, исследованным методом восстановления давления.
Таблица 4.5 1
| Номера скважин | Пласт | Проницаемость | Скин-фактор |
| 412 | АС11 (1) | 0,0033 | -2,1 |
| 181 | АС10 (2-3) | 0,0047 | -1,9 |
| 234 | АС11 (1) | 0,0040 | -1,1 |
| 405 | АС11 (1) | 0,0098 | +4,7 |
| 262 | АС11 (1) | 0,025 | +22,9 |
| 246 | АС11 (о) | 0,042 | +2,1 |
Скважины здесь расположены по возрастанию проницаемости. Из таблицы хорошо видно, что именно при очень малых проницаемостях формируется вокруг скважины зона с улучшенными фильтрационными характеристиками. По мере увеличения проницаемости пласта в скважинах, его вскрывающих, наблюдается снижение фильтрационных характеристик призабойной зоны по сравнению с удаленной. Скин-фактор меняет знак с минуса на плюс.
Известным способом оценки состояния призабойной зоны скважин, в том числе и оценка качества вскрытия продуктивного пласта, является определение величины скин-фактора, коэффициента совершенства и приведенного радиуса скважины по данным гидродинамических исследований методом восстановления давления.
Можно предложить способ оценки состояния призабойной зоны, преимущество которого заключается в его наглядности и возможности определять потенциальный коэффициент продуктивности в случае ухудшенной призабойной зоны без проведения дополнительных расчетов. Чтобы использовать этот способ, необходимо иметь результаты исследований скважин, позволяющих независимо друг от друга определить коэффициент продуктивности и гидропроводность пласта. Первый параметр в большей степени зависит от состояния призабойной зоны, второй характеризует удаленную часть пласта, не подверженную воздействию от каких-либо технологических процессов, проводившихся в скважине.