книги / Промысловый контроль и регулирование разработки месторождений углеводородов. Ч. 1

остановка скважины, ее пуск в работу с постоянным дебитом или изменение забойного давления и дебита. После создания импульса в возмущающей скважине наблюдают за изменением давления

всоседних реагирующих скважинах. Совершенно очевидно, что изменение давления в реагирующих скважинах обусловлено как импульсом в возмущающей скважине, так и параметрами пласта

внаправлении каждой реагирующей скважины. Методы гидропрослушивания обладают большой разрешающей способностью и позволяют, кроме гидропроводности, определить в явном виде и пьезопроводность области реагирования. В настоящее время методы гидропрослушивания применяются не только для оценки взаимодействия (интерференции) скважин, но и для определения непроницаемых границ и положений водонефтегазовых контактов, определения мест локальных и площадных перетоков между пластами.

Известно несколько методов гидропрослушивания, отличающихся различными способами создания возмущающего импульса: изменением дебита возмущающей скважины на постоянную величину; созданием фильтрационных гармонических волн давления. А также различными способами обработки кривых изменения забойного давления в реагирующих скважинах: с использованием эталонной кривой; дифференциальным и интегральным; по характерным точкам кривых реагирования; по экстремуму кривой реагирования. При интерпретации результатов гидропрослушивания применимы те же подходы, которые используются для ГДИ скважин в целом. Основная специфика интерпретации этого вида гидродинамических исследований состоит в том, что изменение давления в реагирующей скважине (аномалию) наблюдают на фоне общих изменений давления, вызываемых разработкой части или даже всей залежи. Обнаружение аномалии в реагирующей скважине свидетельствует о ее гидродинамической связи с возмущающей скважиной. Скорость нарастания и величина аномалии определяются параметрами исследуемого пласта. По результатам аномалии возможна раздельная оценка средних значений гидропроводности и пьезопроводности пласта. Это позволяет рассчитать среднюю

261

работающую толщину пласта, т.е. толщину, по которой происходит движение флюида по пласту на момент исследования. Это очень важная информативная возможность метода, отличающая его от других модификаций ГДИ.

Точность определения параметров пласта по данным гидропрослушивания зависит не только от качества используемой измерительной аппаратуры, но и от того, что происходит в соседних от возмущающей скважинах, т.е. от общего гидродинамического фона в исследуемой области залежи. Поэтому для получения качественной информации необходимо по возможности стабилизировать режимыработывсехскважин, находящихсявисследуемойобласти.

Результаты гидропрослушивания на месторождении им. Архангельского (пласт Ал). Цель проведения исследования заключалась в следующем: оценка гидродинамической связи залежи нефти с законтурной областью коллектора пласта Ал, при наличии связи определение осредненных фильтрационных характеристик пласта между скважинами и текущего энергетического состояния законтурной области залежи.

262

Результаты гидропрослушивания на месторождении им.

Архангельского (пласт Бб). Цель исследований: оценка гидродинамической связи внутри залежи пласта Бб, определение осредненных фильтрационных характеристик коллектора между выбранными скважинами и текущего энергетического состояния залежи.

давления. Хронограмма изменения пластового давления, полученная манометром № 1124, приведена на рис. 3.62. Для создания возмущающего импульса давления скв. 56 10 февраля 2006 г.

в10:00 была закрыта, а 26.02.2006 г. в 14:00 пущена в работу

впрежнем режиме и с прежним дебитом.

Впроцессе исследований в реагирующей скв. 61 зарегистрированы отклики давления на остановку и пуск скв. 56. Полученные импульсы давления в 3 раза превышают чувствительность прибора, что указывает на надежность их выделения. Обработка полученных импульсов давления проведена интегральным методом. Результаты приведены в табл. 3.7.

264

Полученные результаты гидропрослушивания показывают, что фильтрационные параметры коллектора между скв. 56 и 61 значительно ниже, чем параметры, определенные по КВД, в районе скважин. В частности, гидропроводность ниже в 40 раз, пьезопроводность в 6 раз. При этом толщина коллектора, по которому осуществляется гидродинамическая связь, в 4–8 раз ниже, чем вскрытые перфорацией эффективные толщины в исследуемых скважинах. Отсюда можно сделать вывод, что гидродинамическая связь осуществляется между скважинами, вероятнее всего, по одному из пропластков, имеющему несамыевысокиефильтрационныепараметры.

Таким образом, с помощью проведения гидропрослушивания установлено наличие гидродинамической связи внутри залежи Бб между скв. 56 и 61, а также, что гидродинамическая связь осуществляется, вероятнее всего, по одному из пропластков, имеющих относительно невысокие фильтрационные характеристики.

Результаты гидропрослушивания на Логовском месторож-

дении (пласт Т-Фм). Цель исследований: оценка наличия гидродинамическойсвязиифильтрационныхпараметровколлектора.

Выбраны две нагнетательные скв. 209 и 214. Расстояние по забоям между скважинами 430 м (рис. 3.63).

Участок

исследования

Рис. 3.63. Карта эксплуатации объекта Т-Фм Логовского месторождения

266

Для регистрации пластового давления в скв. 214 03.11.2006 г. на глубину 1200 метров были спущены два манометра МС-107. Через четверо суток, 07.11.2006 г., с 21:30 был создан возмущающий импульс давления путем пуска под закачку скв. 209 на 36 ч. Во время закачки приемистость скв. 209 составляла 87 м3/сут. Работы закончены 19.11.2006 г. Оба манометра записали идентичный характер изменения пластового давления, результаты приведены по одному из манометров (рис. 3.64).

Рис. 3.64. Изменение пластового давления в скв. 214 Логовского месторождения при проведении гидропрослушивания

Начиная с 20 октября и весь период проведения исследований режимы работ ближайших добывающих скв. 210, 213, 218, 340 и нагнетательной скв. 132 не менялся. В результате чего в исследуемой залежи не было создано шумовых импульсов давления кроме запланированного.

Как показано на рис. 3.64, регистрируемое в скв. 214 пластовое давление отреагировало на пуск под закачку и остановку закачки воды в скв. 209 существенным изменением темпов снижения пластового давления. Таким образом, в скв. 214 зарегистрирован положительный импульс давления, связанный с реакцией

267

на создание планового возмущения. Полученные результаты исследований позволили оценить фильтрационные характеристики коллектора между скв. 209–214. Обработка данных проведена двумя методами, результаты приведены в табл. 3.9.

Таблица 3 . 9 Фильтрационные параметры между исследуемыми скважинами

Следует отметить, что расчетная толщина связи в 3 раза превышает вскрытую перфорацией эффективную толщину коллектора, выделенную по ГИС, в скважинах. Это, возможно, связано с тем, что в работе скважин участвуют толщины, не выделенные по ГИС и имеющие низкие фильтрационные параметры.

3.3.Этапность и периодичность исследований

иих комплексирование

Контролирующими процесс разработки органами установлены необходимые для соблюдения условия системности ПГК требования по охвату и периодичности исследований объектов различными видами промысловых и геофизических исследований. В прямой зависимости от этих требований находятся правила комплексирова- нияметодовитехнологийПГИ-ГДИС(илиГИС-контроля).

Условия проведения исследований определяются геологическими особенностями залежи, назначением скважины, ее конструкцией, техническим состоянием, физическими свойствами флюидов в стволе скважины, состоянием и поведением пластов, вскрытых скважиной. Глубины производства скважинных измерений могут варьировать от сотен до 5000–6000 м, а максимальные температуры и давления могут достигать соответственно 170 °С и более 60 МПа. Скважины, находящиеся под давлением,

268

при производстве замеров требуют применения на устье специального шлюзового оборудования (лубрикатор, сальники).

Комплексирование методов ГИС-контроля также зависит от решаемой задачи и существующих условий в скважине или пласте в процессе измерений. При составлении программы исследований в конкретной скважине, в зависимости от цели исследования и с учетом условий, ожидаемых во время исследования в скважине, должны оптимальным образом комбинироваться методы и технологии (в том числе и с учетом информации предшествующих исследований и исследований соседних скважин). В табл. 3.10 приведены принципы комплексирования методов и технологий ГИС-контроля, рекомендуемые при решении основных задач контроля разработки месторождений нефти и газа.

Таблица 3 . 1 0

Комплексирование ПГИ-ГДИС при контроле разработки месторождений нефти и газа

1. Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины 1.1. Уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины

269

Продолжение табл. 3 . 1 0

2.1. Определение профиля притока или приемистости, оценка состава притока

270