«Применение гди для определения зон фильтрации в пласте к горизонтальному стволу скважины»

Д. И. Шустов

Филиал НГДУ, газовый промысел № 2

В последние десятилетия стали массово применять горизонтальные скважины (ГС) при разработке месторождений нефти и газа, при этом возникло много новых задач, которые по необычному механизму течения флюидов в пласте к ГС не могли возникнуть при работе вертикальных скважин. Для горизонтальных скважин главной задачей является определение характера движения жидкости в пласте к горизонтальному стволу.

Для определения характера притока жидкости в ствол скважины очевидно можно было бы с успехом применить известные методы термометрии и расходометрии. И на практике есть уже немало примеров спуска приборов с помощью колтюбинговых установок для замера расходометрией или термометрией зон поступления жидкости в ствол. Однако при этом возникает не только технические проблемы доставки приборов в горизонтальный ствол с последующим замером притока во времени и по длине ствола. Принятые технологии заканчивания скважин с перфорированными хвостовиками приводят к тому, что жидкость часто попадает в хвостовик, сначала двигаясь по затрубному пространству, так как хвостовики не цементируются. При этом сложно выявлять зоны притока термометрией и расходометрией.

В данной работе приводятся примеры оценки механизма движения жидкости к ГС на основе гидродинамических исследований. С помощью кривых восстановления (КВД) давления, записываемых после отработки скважины, или кривых падения давления – после остановки закачки (КПД), определяется в целом средняя проницаемость пласта в зоне дренирования скважины, средний скин-эффект и эффективная длина ствола.

Ниже приведем конкретный практический пример, показывающий, как вести обработку данных исследования нагнетательных ГС. На рис.1 показан график давления, записанный при испытании горизонтального ствола нагнетательной скважины. Выполнено 6 режимов работы, первый - режим закачки с расходом q₂ = - 157 м³/сут, далее выполняется режим падения давления.

Рис.1 – График давлений при исследовании горизонтальных скважин (до интенсификации)

Представления о работе горизонтальных стволов можно получить на основе КВД (или КПД) по данным логарифмических графиков производных давления. На рис. 2 приведены три производные КВД для различных режимов течения жидкости к стволам скважин. Все три КВД в начальной своей части имеют кривую в форме полусинусоиды, что является результатом влияния емкости ствола скважины. В нашем анализе рассматривается форма кривых по истечению одного часа замера:

1. Кривая под номером 1 – имеет участок с наклоном i = 0,5 (a - b), который характеризует плоскопараллельное течение к стволу скважины (кривая под номером 1), в конце процесса формируется радиальное течение - i = 0 (участок f - h), оно отражается в виде горизонтальной прямой на диаграмме. Такая форма КВД (или КПД) свидетельствует о том, что течение жидкости к стволу скважины охватывает существенную его часть (или весь ствол) – тогда длина участка a – b должна быть максимальной.

2. Кривая под номером 2 соответствует сферическому течению i = - 0,5 (участок с - d), в конце замера КВД отражает радиальное течение (участок р - s). Такой вид КВД свидетельствует о том, что вскрыта только малая часть ствола, в результате чего и сформировался сферический режим течения, а конце процесса – радиальный.

3. Кривая под номером 3 – соответствует классическому случаю вертикальной скважины с радиальным течением. Здесь нет отклонений конечного участка производной КВД от горизонтальной линии на всем интервале замера.

Рис. 2 – Вид производной давления (КВД) записанной в горизонтальной скважине

Наиболее информативная в нашем практическом примере на рис. 1 – КПД 1. На рис. 3 изображена КПД-1 и ее производная в лог-лог координатах.

а)

б)

Рис. 3 – а) КПД и производная КПД в билогарифмических координатах; б) схема сферического потока к участку ГС

На графике на рис. 3 а) выделяется прямолинейный наклонный участок с наклоном i = - 0,5 , который свидетельствует о появлении тенденции сферического течения (участок с - d). На рис. 3 б) показана схема возможного течения, то есть видим,что работает только очень узкий интервал скважины..

С целью подключения в работу всего ствола скважины была проведена кислотная обработка. Способ обработки нефтяного пласта, вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, осуществляется спуском колтюбинговой колонны. Закачку кислоты в пласт осуществляют при равномерном перемещении колонны труб по оси ствола в обрабатываемом интервале продуктивного пласта, а потоку кислоты при выходе из трубы придают вращательное движение. Расходы жидкости при закачке кислоты и давление в скважине при обработке и испытании изображены на рис. 4.

Рис.4. График закачки кислоты и записи КПД

На рис. 5 а представлены КПД и ее производная в билогарифмических координатах, записанная после интесификации скважины. Из графика видно, что после 0,1 ч закрытия скважины на КПД фиксируется прямолинейный участок с наклоном, близким к i = 0,5, что свидетельствует о плоскопараллельном притоке к стволу горизонтальной скважины. То есть, теперь жидкость стала поступать в скважину по большей части ее горизонтального ствола, как это показано на рис. 5 б). Это свидетельство того, что кислотная обработка позволила более равномерно распределить течение жидкости по стволу скважины при нагнетании.

а)

б)

Рис.5. а) КПД в лог-лог координатах, записанная после кислотной обработки; б) схема притока жидкости ко всему участку ГС.

Таким образом, выявление тенденций в изменении кривых роста или снижения давления позволяет определить эффективность выравнивания профиля закачки, а также результативность применяемых способов интенсификации. А именно определяется рабочая длина ствола скважины по профилю притока жидкости к нему. Поэтому гидродинамические исследования горизонтальных скважин позволяют так же как и ПГИ и расходометрия определять доминирующие потоки из ствола скважины в пласт при работе нагнетательных скважин.

С екция 3: IT-технологии, автоматизация технологических процессов, метрология, связь

место проведения: зал селекторных совещаний Административного

здания филиала «Газопромысловое управление»

Члены жюри:

Иванов Олег Вячеславович -	главный метролог – начальник Производственного отдела автоматизации и метрологического обеспечения;
Гункин Сергей Иванович -	начальник Управления автоматизации и метрологического обеспечения;
Нафанаилиди Георгий Андреевич -	начальник Службы информационно-управляющих систем.

Модератор: Ливенец Денис Викторович

8-922-063-71-50

№ п/п	ФИО докладчика	Время выступления	Тема доклада
	Карамышев Сергей Геннадьевич ООО «Газпром добыча Ямбург»	11:30-11:50	Оптимизация бизнес-процесса «Годовое планирование» в блоке ТОиР ИУС ПД
	Ямуров Эдуард Феликсович Генералов Егор Иванович ООО «Газпром добыча Ямбург»	11:50-12:10	Разработка системы принятия решений и оптимизация работы газовых скважин сеноманских залежей Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения
	Михайлов Дмитрий Анатольевич ООО «Газпром добыча Ямбург»	12:10-12:30	Информационно-поисковая система проживающих в общежитиях и материально-технических ценностей СЭ№3 филиала УЭВП
	Морозов Алексей Николаевич ООО «Газпром добыча Ямбург»	12:30-12:50	Автоматизация закрытия отчета месячной добычи газа по отчету ПрОДТГКиН в Производст-венном портале ИУСДУ
	Поповский Евгений Александрович ООО «Газпром добыча Ямбург»	12:50-13:10	Эффективный метод восста-новления работоспособности автономных источников питания (термоэлектрический генератор ТЭГ-01) из состава кустовой телемеханики объектов ЯНГКМ
Обед 13:30-14:15 переезд в кафе гостиницы «Ямбург»

После окончания работы секции, выступающим предлагается принять участие в работе секции №4 Энергоэффективность, охрана окружающей среды и экология» или секции №5 «Экономика, управление на предприятиях ТЭК» в качестве слушателей.