Формирование системы критериев для реализации пьезометрических методов при исследовании скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Основные задачи исследования

1.1 Контрольные скважины

2. Сравнительный анализ в области пьезометрических исследований скважин

2.1 Классификация методов исследования

2.2 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин в период освоения

3. Принципы технологических расчетов притока

3.1 Оценка текущего положения водонефтяного контакта на базе существующих методов

3.2 Применяемые приборы и оборудование при пьезометрическом исследовании скважин

Заключение

Список литературы

Введение

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Но в большей степени технологические показатели разработки зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является тип, размер и форма нефтяной залежи, неоднородность строения продуктивного объекта, запасы нефти в нем и относительная подвижность нефти. Исходя из этого, строится анализ разработки нефтяного месторождения, определяются виды исследований при проведении данной работы.

В процессе геолого-промыслового анализа уточняются характеристики неоднородности объекта разработки - средние значения и вариации параметров, коэффициенты песчанистости, расчлененности, выполняется построение карт этих параметров для выбранных объектов продуктивного пласта (пачек, слоев и т.д.). Особое внимание уделяется уточнению физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газа. При достаточном количестве промысловой информации, исследуется распределение свойств по площади и разрезу объекта разработки. В настоящее время при усовершенствованных технологиях по повышению нефтеотдачи и пористости пластов для добывающих скважин и методов увеличения (уменьшения) проницаемости для нагнетательных скважин, увеличивается роль контроля и получения необходимых сведений с этих скважин - т.е. увеличивается роль пьезометрических исследований и повышения точности обработки данных после использовании этих методов.

Приоритетными направлениями являются исследования для определения основных физических свойств пластов и пластовой жидкости. К ним относятся, в основном, исследования при неустановившихся режимах фильтрации, то есть определение КВД и уровень обводненности продукции. Таким образом, рассмотрение вопросов, связанных с использованием пьезометрических методов исследования скважин, являются актуальными.

1. Основные задачи исследования

Целью данной работы является формирование системы критериев для реализации пьезометрических методов при исследовании скважин. Объектом данной работы являются геологические объекты, к которым применимы пьезометрические методы исследования. Предметом данной работы является совокупность факторов, которые определяют принципы использования тех или иных пьезометрических методов при исследовании скважин.

Основные положения данного исследования представлены в виде утверждений с соответствующими доказательствами при рассмотрении следующих задач:

1. Провести аналитический сбор исходной информации для классификации пьезометрических исследований скважин.

2. Сформировать систему для исследования параметров при гидродинамическом воздействии на пласт.

3. Интерпретировать полученные результаты исследования. Теоретической базой для написания данной работы служит учебная и методическая литература, труды отечественных и зарубежных ученых в области гидродинамических исследований скважин.

1.1 Контрольные скважины

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины.

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины обычно располагают за контуром нефтеносности, по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные - предназначены для наблюдения за характерами вытеснения нефти из пластов - перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазонасыщенности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. Широко применяют конструкцию с неперфорированной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Наряду со специальными скважинами для изучения радиоактивными методами процессов, протекающих в пластах, широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможность включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке много пластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины - добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов горизонта. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной - для перфорированных. пьезометрический скважина водонефтяной

Фонд специальных скважин частично создается за счет целенаправленного бурения, а частично - из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшие за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Значительную часть наблюдательных бурят специально, но возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения об обводненности пластов скважина может использоваться в качестве пьезометрической.

2. Сравнительный анализ в области пьезометрических исследований скважин

Гидродинамические (пьезометрические) методы исследования скважин (ГДИС) - комплекс мероприятий, включающий в себя: замер величин, характеризующих скважину, методы последующей обработки замеряемых данных, определение фильтрационных, геометрических и др. параметров пласта, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках пластов и скважин, а также рекомендации по их практическому использованию при принятии промысловых решений.

2.1 Классификация методов исследования

Гидродинамические методы подразделяются на:

исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм)

исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);

исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения

Q = K(Pпл - Pзаб)n, (1)

где Q - дебит скважины; К - коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n - коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n <1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления; n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработке исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

пружинные (чувствительный элемент - многовитковая, геликсная, трубчатая пружина);

пружинно-поршневые (давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной);

пневматические (измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру).

2.2 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин в период освоения

Пьезометрические скважины, предназначенные для контроля за изменением давления в отдельных точках пласта и наблюдательные, предназначенные для контроля за перемещением водонефтяного контакта, как правило, не имеют эксплуатационного оборудования. В большинстве случаев эти скважины исследуются экспресс-методами, т. е. методами, проводимыми без эксплуатации скважин. Пьезометрические скважины часто используются в качестве реагирующих при гидропросушивании.

Методом подкачки газа можно исследовать переливающие и непереливающие скважины. В зависимости от оборудования скважины газ закачивается либо непосредственно в обсадную колонну (если скважина не оборудована насосно-компрессорными трубами), либо в затрубное пространство, либо в насосно-компрессорные трубы, либо, наконец, одновременно и в трубы и в затрубное пространство. В процессе закачки газа регистрируются изменение забойного и устьевого давления с помощью манометров, установленных на устье, и глубинного дифманометра.

Метод подлива жидкости применяют только для исследования непереливающих скважин. Этим методом одновременно проверяют степень сообщаемости ствола пьезометрической скважины со вскрытым продуктивным пластом. Способ исследования заключается в следующем:

измеряют начальный статический уровень (расстояние от устьевого фланца до уровня);

в скважину заливают воду;

прослеживают изменение уровня во времени после подлива.

Статический и динамический уровни измеряют с помощью хлопушек, электроконтактных желонок или других устройств, спускаемых на проволоке или электрическом кабеле. Момент посадки спускаемого устройства на уровень определяют по звуку в случае спуска хлопушек или звонковых устройств; по показанию вольтметра или с помощью сигнальной лампочки в случае применения электроконтактных устройств; по ослаблению натяжения проволоки при спуске желонок, поплавков, грузов и т. п.

Глубина уровня в момент посадки на него спускаемого устройства фиксируется по счетчику глубины или по специальным меткам-наплавкам на проволоке либо путем измерения рулеткой расстояния от нижнего торца спускаемого устройства до метки, на проволоке (против обреза устьевого фланца). Количество заливаемой воды определяют из условия, чтобы при отсутствии сообщаемости уровень в скважине поднялся на несколько метров. Эта предполагаемая высота подъема должна быть заранее рассчитана.

При исследовании непереливающих скважин экспресс-методами быстрое повышение уровня осуществляется не путем подлива, а погружением под уровень специальных вытесняющих баллонов (способ мгновенного подлива). Технологические операции при исследовании таким способом проводят в следующей последовательности:

измеряют начальный статический уровень, под уровень погружают вытесняющие баллоны вместе с регистрирующим прибором (например, дифманометром «Онега-1»,

баллоны и прибор выдерживают в скважине 1--3 часа для регистрации кривой падения уровня (время для разных объектов устанавливают опытным путем).

Если скважина не имеет связи с вскрываемым пластом, то для восстановления сообщаемости она временно эксплуатируется компрессорным способом (от нескольких часов до нескольких дней). За это время призабойная зона очищается от механических примесей и ржавчины. После проведения таких работ вновь проверяют сообщаемость ствола с пластом и в зависимости от результатов составляют заключение о пригодности или непригодности скважины для наблюдений.

3. Принципы технологических расчетов притока

3.1 Оценка текущего положения водонефтяного контакта на базе существующих методов

Начальное распределение воды и нефти в залежи, положения водонефтяных контактов (ВНК) в продуктивных пластах имеет значение при изучении заводнения как чисто нефтяной, так и водонефтяной частей залежи в процессе ее разработки. Начальное положение ВНК по геофизическим данным можно установить только в том случае, если учтены процессы, протекающие в зоне водонефтяного контакта при вскрытии пласта скважиной. Учет литологических особенностей строения пласта и изменчивости его фильтрационно-емкостных свойств по разрезу позволяет контролировать в процессе разработки залежи перемещение контуров нефтеносности, прогнозировать наиболее вероятные направления продвижения нагнетаемой воды, устанавливать явление перетока или оттока нефти, оценивать характер заводнения пласта и вовлечение запасов нефти в разработку.

В бурящихся скважинах положение водонефтяного контакта определяется методами электрометрии. В эксплуатационных и контрольных скважинах для определения положения ВНК используются методы радиометрии. Существенные данные о текущем положении водонефтяного контакта и контуров нефтеносности могут быть получены также в результате систематического определения обводненности скважин и наблюдения за свойствами отбираемой воды. Один из методов определения ВНК был разработан учеными из Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно- конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения. Сущность его состоит в следующем: методами геофизических исследований предварительно определяют положение водонефтяного контакта (ВНК). Затем перфорируют пласт на 1 - 1,5 м выше и ниже ВНК. После испытания закачивают селективную водоизоляционную композицию на основе кремнийорганических соединений для установки экрана. После этого повторно проводят испытания, по результатам которых точно определяют положение ВНК. Определить положение ВНК также можно по профилю эффективной проницаемости. Применение данного метода установления положения ВНК в комплексе ГИС позволит повысить достоверность его определения и эффективность при решении этой задачи, в том числе в условиях исследования продуктивных пластов на заводняемых месторождениях. Однако стоит отметить, что применение этой методики ограничено в пластах с резко выраженной неоднородностью емкостно-фильтрационных свойств. Водонефтяной контакт также может быть выявлен по данным каротажных исследований, подтверждаемых результатами опробований этих горизонтов в разведочных скважинах. Положение водонефтяного уточняется путем геологических профилей, построенных вкрест простирания пластов.

3.2 Применяемые приборы и оборудование при пьезометрическом исследовании скважин

Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (рис. 1), который состоит из корпуса - 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки - 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора - 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство - 4 и кронштейн - 5, удерживающий направляющий ролик - 6. Лубрикатор имеет спускной краник - 7 и уравнительный отвод - 8. После измерений прибор извлекается в обратном порядке.

Рис. 1. Лубрикатор

Скважинные исследования большей частью заключаются в измерениях забойных давлений с помощью манометров. Существует много типов скважинных манометров, но наиболее простым и распространенным является манометр скважинный геликсный (МГН-2) с автономной регистрацией. Чувствительным элементом в этом манометре является многовитковая пустотелая плоская пружина-геликс, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всех витков. На верхнем витке укреплено легкое царапающее перо, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфоном (эластичная металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.

Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм приводит во вращательное движение ходовой винт, который сообщает регистрирующей каретке равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.

Все детали манометра, за исключением сильфона, заключены в прочный герметичный корпус, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.

На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается бланк из специальной бумаги, на которой острие царапающего пера оставляет тонкий след при ничтожно малом трении. Перо пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно перемещающейся каретке. Таким образом, на бумажном бланке остается запись в координатных осях Р и t (давление и время). Расшифровка записи, т. е. измерение ординат (Р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.

Имеются манометры так называемого поршневого типа МГП, чувствительным элементом в которых является шток-поршень, растянутый пружиной. Шток проходит через сальник, разделяющий две камеры. В верхней камере А - атмосферное давление. Нижняя камера В сообщается с внешней средой. Разность давлений в камерах действует на сечение поршня-штока, который при своем перемещении растягивает пружину. В атмосферной камере на конце штока имеется перо, прочерчивающее на бумажном бланке вертикальную линию, равную перемещению штока, и пропорциональную давлению в нижней камере. Бумажный бланк укреплен на внутренней поверхности стакана-каретки, которая медленно вращается от часового механизма. Нижняя камера может быть заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном.

Преимуществом такой конструкции манометра является возможность получения при малом диаметре прибора больших перемещений штока, а следовательно, и возможность получения более четких записей. Однако трение в самоуплотняющемся сальнике, выдерживающем весь перепад давления, препятствует перемещению штока и обусловливает погрешность. Для снижения трения в сальнике в некоторых конструкциях штоку придается постоянное вращательное движение.

Существует комплексный глубинный аппарат «Поток-5», одновременно измеряющий 5 параметров. В приборе измеряемые на забое параметры преобразуются в непрерывный частотный электрический сигнал, передаваемый на поверхность по одножильному бронированному кабелю КОБДФМ-2. Регистрируемыми параметрами являются давление на глубине спуска прибора, температура, расход жидкости, соотношение нефти и воды в потоке, местоположение нарушений сплошности металла труб.

Прибор состоит из пяти функционально независимых преобразователей измеряемых параметров в частотный сигнал и дистанционно управляемого пакерующего устройства. Все устройства объединены в три узла: термоманометрический - для измерения температуры и давления; потокометрический - для измерения общего расхода жидкости и содержания в ней воды; локаторы сплошности металла труб. Наличие локатора сплошности позволяет обнаружить перфорационные отверстия, интервал перфорации (начало, конец) и таким образом «привязать» измеряемые параметры непосредственно к перфорированным интервалам. Это существенное достоинство аппарата «Поток-5».

Заключение

Без проведения комплекса исследований, в том числе с применением индикаторов, невозможно провести и работы по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Как известно, они проводятся, чтобы регулировать процесс разработки нефтяных залежей и без точного рассчета расхода вытесняющего агента трудно добиться главных целей выравнивания - увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

Очевидно, что решать эти и подобные им, столь же сложные задачи, принимать грамотные и своевременные решения могут лишь профессионалы.

Именно поэтому геофизические исследования выполняют только геофизические или другие специализированные организации по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями. Для контроля за исследованиями и принятия оперативных решений при работах обязательно присутствует заказчик. Комплекс геофизических исследований - в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а так же оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключений по всем параметрам исследований проведены в регламенте РД (3) и его приложениях.

Как правило, комплекс исследований включает в себя все основные методы. Целесообразность применения каких-либо дополнительных исследований должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Перечень методов исследований может уточняться и изменяться в зависимости от конкретных геолого-технических условий по согласованному между геофизической и промыслово-геологической службами плану.

Список литературы

1. Пыхачёв Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. - М. - Недра, 1973.

2. Чарный И.А. Подземная гидродинамика.- М., ГТТИ, 1963.

3. Телков А.П., Грачёв С.И. Т.Л. Краснова. Особенности разработки нефтяных месторождений. Тюмень, НИПИКБС, ч.1, 2. 1999

4. Телков А.П., Грачёв С.И., Гаврилов Е.И., Краснова Т.Л.

5. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтедобычи. Тюмень, НИПИКБС, 2001.

6. Телков А.П. и др. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень, НИПИКБС, 2002.

Размещено на Allbest.ru