Kulpin_L.G._Izuchenie_osobennostey_zon_drenirovaniya_skvazhin_metodami_pezometrii

<<ИНТЕРПРЕТАТОР-М» позволила объяснить разницу в деби­ тах. Форма преобразованной КВД к скв.lОО (рис.2) характерна для экранированного пласта. Наличие начального и конечного прямолинейного участков с отношением наклонов, равном 4,

предполагает экранирование пласта двумя границами под уг­

лом 90•. Определение расстояния до границ проводилось мето­

дом совмещения расчетной кривой с фактической [3]. В связи

с существенным ограничением зоны дренирования интенсифи­ кация добычи газа по этой скважине, скорее всего, эффекта не

даст. Можно отметить также, что при интерпретации КВД в

краевой скв. 5 был диагностирован пласт, экранированный од­ ной границей. Геологи интерпретировали эту аномалию на

КВД влиянием газанефтяного контакта.

В табл. 3 и на рис. 4 приведены фактические КВД и пример диагностики фильтрационной способности прискважинной зо­ ны скв. 541 Песчаноозерекого нефтяного месторождения на острове Колгуев в Баренцевом море до и после интенсифика­ ции притока. При интерпретации первой КВД (1999 г.) в каче­

стве основной модели диагностирован пласт с ухудшенной в

3,4 раза призабойной зоной радиусом 2 м. В качестве возмож­ ной модели диагностирован однородный пласт. Дебит нефти составлял 2,5 мз;сут. Была дана однозначная рекомендация по

химическому воздействию на ухудшенную призабойную зону.

Количество реагента было рассчитано исходя из значений по­

ристости (23 %), эффективной толщины пласта (6 м) и полу­

ченного из расчетов радиуса ухудшенной зоны.

В результате работ по воздействию на призабойную зону де­

бит возрос до 8,3 мЗfсут, т.е. более чем в 3 раза. Таким обра­

зом, диагностика с исnользованием программнога средства

<<ИНТЕРПРЕТАТОР-М>> способствовала получению значитель­ ного эффекта от nроведеиного мероприятия.

Важно отметить также, что по внешнему виду графики КВД, полученные на скв. 541 до и после воздействия на nризабой­ ную зону, по форме отличаются мало не только в координатах

~р, t, но и в преобразованном виде, однако различны по диаг­

ностике.

На рис. 5а и 56 приведены результаты комплексных иссле­ дований нефтяных скважин при гидрапроелушивании участка Песчаноозерекого месторождения в сочетании с измерением

20

1.5

1.0

0.5 fl----.-------т--J+--+....::=.~::::..4----!

а. M3/cyr 200

100

о

24.04 t, cyr

- - Период работы скважины 56

!3J - Фактическая кривая реагирования

ESJ - Расчетная кривая, совмещенная с фактической

~- Расчетная кривая nри изменении

гидрапроводности на 1о %

Рис. Sa. Песчаноозерекое нефrяное месторождение (остров Кош-уев).

Определение фильтраuионных параметров маета методом совмещения

расчетных кривых·с фвктичесхой кривой реагирования скважины 62 на переменный дебит скважины S6

21

Рис. 56. Песчаноозерекое месrорождение (остров Калrуев). Выявление зон значительной ограниченности пласта в райо11е скважин 48 и 55 и

определение фильтрационных и rеометрическнх параметров методом совмещения расчетных кривых с фактическими

22

КВД. Следует отметить, что местороЖдение имеет сложное гео­

логическое строение.

При rидропрослушивании в качестве возбуждающей была

выбрана скв. 56, в качестве наблюдательных - скв. 48, 55, 62

на расстояниях 450 - 550 м. Цель исследования - изучить

участок с точки зрения взаимодействия скважин и определить гидропроводность и пьезопроводность пласта. Цель измерений

КВД на скв. 48 и 56 - изучение особенностей локальной зоны

дренирования скважин, выявление возможных границ пласта и

определение фильтрационных параметров.

Особенностью rидропрослушивания (рис. 5а) явился чрез­

вычайно неустойчивый дебит скв. 56, связанный с отсутствием

в период эксперимента отработанной системы транспорта до­

бываемой нефти.

Изменение давления, причем значительное (до 1 МПа), бы­ ло получено только на скв. 62. Переменный дебит учитьiВался с помощью суперпозиции, параметры kh/~ и х определялись методом наилучшего совмещения расчетной кривой с фактиче­ ской с использованием основной формулы упругого режима фильтрации д;IЯ бесконечного пласта [1, 3]. Из-за существенно

перемениого дебита кривая реагирования имеет некоторые

аномалии, однако расчетная кривая достаточно тесно совпала с

фактической при значениях kh/x = 7,8 Д·смjсПз; х = 4200

см2jс. С целью проверхи чувствительности совмещения к изме­ нению параметров гидролроводность пласта была увеличена на 10 %. Можно видеть, что соответствующая расчетная кривая полностью разошлась с фактической. Эrо свидетельствует о до­

статочной надежности определения параметров.

На скв. 48 и 55 реакция отсутствовала (рис. 5а). Причину

этого можно было объяснить по результатам интерпретации

КВД в этих скважинах (рис. 56). Обе преобразованные в ко­ ординатах Хорнера КВД имеют ярко выраженный выпук­ лый к оси давлений характер, что свидетельствует об огра­ ниченности пласта. Наличие начальных и конечных прямо­

линейных участков с отношением тангенсов углов накло­

нов, равными 8 (скв. 48) и 20 (скв. 55), могут свидетельст­

вовать об экранировании зон дренирования скважин грани­

цами, пересекающимися под углами 18°-45°. Расчет мето­ дом совмещения ·расстояний до границ и точек их пересече­ ния показал расстояния от 14 до 108 м (рис. 56).

23

Отметим, что фонтанная добыча нефти на этих скважинах

из-за ограниченности зоны дренирования прекратилась через

2-5 месяцев после пуска скважин. Дальнейшие исследования и

геологические построения показали, что строение участка зна­

чительно более сложное, чем это представлялось в период про­ ведения гидропрослушивания. Однако начало этим работам

было положено именно в результате гидродинамических иссле­ дований.

Рассмотренные примеры позволяют судить о кривых изме­

нения давления в скважинах в качестве важнейшего и надеж­

ного источника информации не только о фильтрационных па­

раметрах пласта, но и об особенностях прискважинной и уда­

ленной зон дренирования. При этом в рамках обычных, пред­

усмотренных регламентом промысловых исследований сква­

жин, можно с использованием изложенных в докладе методик

выявить:

-ухудшенную прискважинную зону с определением радиу­

са и степени дефекта этой зоны относительно параметров пла­

ста;

-границы пласта, их количество, взаимное расположение

(пересекающиеся или параллельные) и расстояния до границ и

точек их пересечения;

-аномалии фильтрации, присущие «трещиновато-порис­

тым» пластам и наличию межпластовых перетоков.

В целом ГИдродинамические методы исследования скважин представляются существенно более информативными и надежны­ ми. Рассмотренные методы нашли отражение в работах [9, 10] и многих проектных документах инстmуrов ВНИПИморнефтегаз и НИПИморнефть.

24

ЛИТЕРАТУРА

1.Ще.лкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упру­

гом режиме.- М.: Гостоптехиздат, 1959.

2.Басович И.Б., Капцанов Л.Г., Кульпии Л.Г., Кульпии Д.Л. Ме­

тодические основы и принципы построения математического и nроrраммного обесnечения комплексной обработки результатов гид­ родинамических исследований скважин на ЭВМ/Сб. научи. тр.

ВНИПИморнефтегаз. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990, стр. 126-137.

3.Кульnии Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы ис­

следования нефтеrазоносных пластов. - М.: Недра, 1974.

4.Капцанов Б.С., Кульпии Л.Г., Симонова Г.М. Исследование точ­ ности оnределения фильтрационных и геометрических параметров пласта по кривым восстановления давления//Азербайджанское нефтя­ ное хозяйство N2 8, 1986, стр. 14-17.

5.Капцанов Б.С., Кульпии Л.Г., Симонова Г.М. Оценка необходи­ мого времени работы скважин при замере восстановления давления в пластах, осложненных границами. Технология и техника создания

ПХГ в nористых средах/Сб.тр. ВНИИГаз, М.: 1987, стр. 218222.

6.Кульпии Л.Г., Бочаров Г.В. Современные принцилы компьютер­

ной интерпретации данных гидродинамических исследований сква­

жин//Нефтяное хозяйство, N!! 10, 2001, стр. 60-62.

7.Кульпии Л.Г. Автоматизированный выбор скважин для меропри­ ятий по оmимизации и интенсификации добычи. 1Т-решения в неф­

теrазовой 01расли//Спец. прил. к .журналу •Нефть и капитал•, N!! 6,

2002, стр. 78-81.

8. Басниев К.С., Кульлина Н.М., Капцанов Б.С., Кульлин Л.Г. Уточнение rеолоrо-промысловой модели продуктивных отложений

месторождения Карачаrанак//Газовая промышленность N!! 3, 1992,

стр. 28-29.

../ 9. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М.• Ремизов В.В.• Зоrов ГА

Руководство по исследованию скважин.- М.: Наука, 1995.

./ 10. Комплексирование и этапкость выnолнения геофизических,

гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и неф­

теrазовых месторо))Щений. РД 153-39.0-109.01. - М.: Минэнергетики

РФ, М., 2002.

2S

СОДЕРЖАНИЕ

Изучение особенностей зон дренирования скважин

26

Об авторе

Леонид Григорьевич Кульпиигорный инженер-нефтяник, директор института НИПИморнефть, доктор технических наук, профессор, действительный член РАЕН, заслуженный работ­ ник Минтопэнерго РФ, почетный работник газовой промыш­

ленности.

Выпускник Московского нефтяного института им. И.М. Губкина (1960), а также аспирантуры (1968) по кафедре проф. И.А. Чарного (нефтегазовой и подземной гидромеханики) по специальности «Гидроаэромеханика и газовая динамика».

Работал на Калужской станции подземного хранения газа, в объединении «Союэбургаз» и с 1972 по 1981 г. на Крайнем Се­

вере начальником Уремгойекой комплексной научно-исследо­

вательской экспедиции института ТюменНИИГИПРОГаз (экс­ педиция готовила исходные данные для разработки, участвова­

ла в подготовке проектных документов, выводе на проектный

режим крупнейшего в мире Уремгойекого ГКМ), далее 20 лет

- в институте ВНИПИморнефтегаз, где прошел пуrь от зав. ла­ бораторией до зам. директора по научной работе. С 2001 г. - генеральный директор НИПИморнефть.

Руководил проектами разработки морских месторождений: Бахар на Каспии, Штокмановского, Песчаноозерекого место­

рождений в Баренцевом море, Приразломиого в Печорском

море, Кравцовекого (Д-6) месторождения в Балтийском море, пионерных проектов для российского сектора Каспия, Азов­ ского и Черного морей и др. Руководитель комплексных про­ грамм перспектин освоения месторождений на российском

шельфе.

Член Центральной комиссии Минэнерrо РФ по разработке

нефтяных и газонефтяных месторождений, эксnерт ЦКР, член

специализированного диссертационного докторского Совета РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по специальности «Техно­

логия освоения морских месторождений», один из руководите­

лей <сКлуба исследователей скважин•.

27

Научные интересы:

•разработка арктических морских нефтяных и газовых мес­

торождений;

•повышение информативности гидродинамических иссле­ дований нефтяных и газовых скважин в сложных геологичес­

ких условиях;

•разработка и внедрение программных средств автоматизи­

рованной интерпретации данных гидродинамических исследо­ ваний скважин;

•техногеиные осложнения при разработке арктических мор­

ских месторождений в условиях насыщения субмаринной

криолитозоны газовыми гидратами.

Активно сотрудничает с предприятиями: ФГУП «Южмор­ гео)>, ФГУП «Арктикморнефтегазразведка•, ЗАО «Арктик­ шельфнефтеrаз•, ЗАО «Арктикнефть•, ОАО «Калининград­ нефтЬ», ЗЛО «Черноморнефтегаз• и др.

Опубликовал более 100 научных работ в области разработ­ ки нефтяных и газовых месторождений, включая монографии и авторские свидетельства об изобретениях.

Благодарен своим Учителям по учебе в институrе, аспиран­ туре и последующей деятельности профессорам И.А.Чарному, В.Н.Щелкачеву, Б.Б.Лапуку, Ю.П.Коротаеву, П.Т.Шмыrле, К.С.Басниеву, С.Н.Бузинову, Г.А.Зотову, З.С.Алиеву, доценту И.Н.Кочиной, Ю.А.Мясникову и др.

127422, Россия, r.Москва, Дмитровский проезд, 10,

000 «НИПИморнефть•. Тел.jфакс: (095) 976 86 22,

e-mail: seaoil@comail.ru

28

КУЛЬПИИ Леонид Григорьевич

ИЗУЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ЗОН ДРЕНИРОВАНИЯ

СКВАЖИН МЕТОДАМИ ПЬЕЗОМЕТРИИ

Редактор В. Б. Овчаров Комnьютерная верстка М Р. Носибуллина

Подписано в печать 15.04.04. Формат 60х90/16.

Бумаrа офсетная. Печать офсетная. Уел. п. л. 2,0.

Тираж 150 экз. Заказ М 163.

•

Федеральное государственное унигарное предприятие

Издательство «Нефrъ и гаЗ» РГУ нефrи и газа им. И.М. Губкина

Лицензия ИД N1 06329 or 26.11.2001

119991, Москва, Ленинский просп., 65.

Тел. (095) 135-84-06, 930-97-11, факс (095) 135-74-16.

Налоговая льгота - общероссийский классификатор

29