РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Коллектив авторов, 2010
УДК 622.276.5.001.5
Решение проблемы интерпретации результатов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов с гидроразрывом на основе анализа снижения дебита скважин А.В. Барышников, В.В. Сидоренко (ООО «Газпромнефть-Хантос»), В.В. Кокурина, М.И. Кременецкий, д.т.н., С.И. Мельников, А.А. Ридель (ООО «Газпромнефть НТЦ») Low permeable collectors with fracturing: the interpretation of hydrodynamic research based on the analysis of well’s yield reduction
A.V. Baryshnikov, V.V. Sidorenko (Gazpromneft-Khantos LLC), V.V. Kokurina, M.I. Kremenetskiy, C.I. Melnikov, A.A.Ridel (Gazpromneft NTC LLC ) Low permeable reservoirs well-tests are often ambiguously interpretive. Short well-tests doesn’t see “radial” flow, long ones has not unique interpretation due to simultaneous influence of changes in reservoir pressure, skin-factor and relative permeability. Long term downhole pressure measurement is required to increase well-test results reliability. Pressure gage instillation on ESP is used in Gazpromneft. Case study shown optimum technique is long term drawdown and periodic build-ups with on-line flowing bottomhole pressure registration during fluid level increase. Coincident interpretation of drawdown and build-ups gives permeability and changes in skin-factor and reservoir pressure with time and make a reliable forecast.
К
Ключевые слова: гидродинамические исследования, контроль разработки месторождений, низкопроницаемые коллекторы. Адрес для связи: Kremenetskiy.mi@gazprom-neft.ru
омплексные гидродинамические (ГДИС) и промыслово-технологические (ПТИ) исследования скважин традиционно являются одними из базовых составляющих контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. ПТИ позволяют получить информацию о текущем состоянии и режиме эксплуатации скважины, ГДИС используются для изучения фильтрационных свойств, качества вскрытия и энергетического состояния пласта [1-3]. В настоящее время благодаря широкому внедрению систем долговременного мониторинга технологических параметров работы скважины, в первую очередь на основе стационарных датчиков давления на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), можно, с одной стороны, осуществлять непрерывный контроль работы скважин, с другой – проводить исследования, по информативности сопоставимые с гидродинамическими [4], что сокращает потери в добыче нефти. Реализовать данную возможность позволяют методы анализа снижения продуктивности скважин (Decline-Analyze) [5, 6]. Иногда подобные исследования становятся альтернативой стандартным ГДИС. Это в частности касается коллекторов южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения, где вследствие очень низкой проницаемости пластов для интенсификации притока широко применяется большеобъемный гидроразрыв пласта (ГРП). Особенностью данного месторождения являются крайне низкие фильтрационные параметры пластов при относительно хороших емкостных свойствах. Эксплуатация месторождения без проведения ГРП затруднительна, разрушаются все разрабатываемые скважиной объекты. ГРП выполняется в добывающих и нагнетательных скважинах. В работающем пласте, осложненном
К
42
12’2010
трещиной ГРП, формируется очень сложная система фильтрационных потоков. После влияния ствола скважины диагностируется линейный или билинейный режим (либо последовательная их смена) в зависимости от проводимости трещины, а на более поздних временных этапах – псевдорадиальный. Для отражения данных режимов течения на диагностическом графике в условиях ухудшенных фильтрационных свойств пластов Приобского месторождения продолжительность исследования должна быть очень большой (от нескольких недель до нескольких месяцев), что не всегда целесообразно по экономическим соображениям. Кроме того, при столь длительных измерениях невозможно обеспечить стабильный режим работы пласта. В частности при запуске скважины в эксплуатацию даже при стабильных параметрах работы насоса неизбежно существенное снижение дебита по двум причинам. Во-первых, в низкопроницаемом пласте даже при развитой системе поддержания пластового давления (ППД) фильтрация к забою скважины затруднена. Во-вторых, при длительной эксплуатации в условиях полного разбуривания каждая скважина дренирует ограниченный участок залежи, положение и размеры которого в первом приближении (при стабильной работе соседних скважин) можно считать неизменными. Его геометрия и тип границ определяются прежде всего взаимным расположением соседних добывающих и нагнетательных скважин. Наличие трещин ГРП и преимущественное направление их развития также будут влиять на геометрию зоны дренирования скважины. Важной особенностью Приобского месторождения являются рядная система разработки и ориентация трещин вдоль добывающих и нагнетательных рядов (рис. 1). В подобных условиях
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ поведения коллектора с использованием область дренирования вытянута в натаких параметров, как среднее пластовое правлении преобладающего развития давление и продуктивность, часто нетрещин. Во всех скважинах выполнен эффективно. Отмеченное можно проГРП, их ряды ориентированы в направлеиллюстрировать результатами исследонии простирания трещин ГРП. ваний скважин. Изменение давления и дебита в проВ 2010 г. в добывающих скважинах цессе длительного исследования скважипроведена серия длительных исследованы в условиях влияния ограниченности ний с регистрацией кривой изменения зоны дренирования не всегда можно забойного давления во времени на приеобъяснить однозначно. На один и тот же ме насоса в процессе роста динамичехарактер снижения давления могут поского уровня после остановки скважины, влиять два несвязанных друг с другом снятия кривой восстановления уровня фактора, например, влияние границ за(технология КВУ). Результаты типичнолежи и изменение во времени качества го исследования в течение около 12 сут вскрытия пласта (скин-фактора) [4]. приведены на рис. 2, из которого видно, Один из вариантов устранения неодночто давление на забое восстанавливается значности интерпретации в условиях очень медленно. На конечном участке уменьшения пластового давления при одновременном влиянии описанных Рис. 1. Схема расположения скважин и геометрия КВУ (см. рис. 2) темп его изменения ставыше процессов предусматривает созда- зоны их дренирования на Приобском месторождении: билен и составляет около 0,008 МПа/ч. В I, II – ряд соответственно добывающих и нагнетательных ние сети пьезометрических скважин, по- скважин; III – зона дренирования добывающей скважины таких условиях расчетное значение дебита скважины практически крывающей все месторождеравно нулю. Полученные данние. Однако при низких колные были обработаны станлекторских свойствах пластов дартным методом Яковлева, по ее плотность должна быть выкоторому дебит рассчитываетсокой, что ухудшает экономися по темпу изменения по вреческие показатели разработки. мени забойного давления и Другой традиционный способ строится зависимость давлесостоит в периодическом ния от дебита (так называемая контроле изменения продук«псевдоиндикаторная диативности по добывающим грамма»). Параметры асимптоскважинам опорной сети. При ты для конечного участка КВУ этом по кривой стабилизации определяют текущие значения давления (КСД) в период пуска пластового давления и продукскважины оцениваются противности. ницаемость коллектора и наКак видно из рис. 3, на всем чальный скин-фактор. Далее в протяжении псевдоиндикаторпроцессе эксплуатации конт- Рис. 2. Результаты исследования скв. 1 методом КВУ: 1, 2 – кривые изменения соответственно давления на забое p и дебита q в процесной диаграммы линейный ролируется изменение обвод- се роста динамического уровня; 3 – конечный участок КВУ участок отсутствует. Это ознаненности (для оценки фазочает, что в течение цикла КВУ пласт вой проницаемости) и текущей нельзя охарактеризовать стабильпродуктивности. По этим данным ным коэффициентом продуктиввозможна независимая оценка ханости. Соотношение давления на рактера изменения скин-фактора, забое и дебита непрерывно меняетучет которой при интерпретации ся во времени. Следовательно, неКСД позволяет более достоверно обходим иной подход к проведеоценить характер снижения планию исследований и интерпретастового давления. ции полученной информации. ДоОднако описанный способ не пустим, что в процессе мониторинявляется универсальным и неприга давления при длительной работе годен для низкопроницаемых скважины проводятся ее кратковрепластов, поскольку размеры и глуменные остановки, в течение котобина воронки депрессии (в том рых контролируется восстановлечисле на границах зоны дренироние динамического уровня. Точно вания) изменяются со скоростью, оценить текущее давление и просравнимой с распространением воронки импульса давления в плас - Рис. 3. Псевдоиндикаторная диаграмма по скв. 1, построенная по дуктивность по этим данным, вряд ли возможно, но можно совместно те. Поэтому описание состояния и данным, представленным на рис. 2
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
12’2010
43
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ обработать циклы запуска и остановки скважины с использованием диагностического анализа показателей в двойных логарифмических координатах для каждого цикла ГДИС. Динамика отработки залежи должна отразиться на соотношении темпов изменения давления в этих циклах. Таким образом, повышается достоверность как прогноза темпа дренирования залежи, так и оценки качества вскрытия пласта. Рассмотрим это на конкретном примере. Основой предлагаемого подхода является непрерывная регистрация забойного давления с момента ввода скважины в эксплуатацию в течение всего времени ее работы, включая кратковременные остановки и повторные запуски. На рис. 4 для примера приведены результаты подобного исследования скв. 1, включающего циклы запуска, последующей остановки и повторного запуска скважины в работу. При интерпретации в качестве основного диагностического инструмента Рис. 4. Результаты исследования скв. 1 в процессе снижения ее дебита: использовался модифицированный график производной дав- КСД1, КСД2 – циклы стабилизации давления при отборе жидкости; КВУ – цикл восстановления уровня при остановке насоса; 1, 2, 3 – изменение во времени соответления по времени для всего периода исследования (рис. 5), ственно дебита нефти q, суммарного дебита жидкости q и давления на приеме наS для построения которого используются интегральная функция соса; 4 – прогноз снижения среднего давления в зоне дренирования приведенного давления и ее производная по времени [5, 6]. По результатам диагностики было выявлено несколько режимов течения (см. рис. 5). Совместная количественная интерпретация кривых давления и дебита в пределах начального периода исследования КСД1, который характеризует состояние залежи при вводе скважины в эксплуатацию, позволила оценить начальные проницаемость и скин-фактор. При благоприятных условиях по результатам проведенного исследования возможны оценка геометрии зоны дренирования и прогноз снижения среднего давления в пласте. Однако для этого необходимо использовать результаты измерений при длительной работе скважины и принимать во внимание то, что с течением времени характеристики скважины и пласта могут изменяться. Во-первых, может возрасти обводненность продукции, следовательно, и проницаемость коллектора, но это процесс контРис. 5. Результаты интерпретации исследований скв. 1 методом аналиролируемый. Влияние данного фактора можно учесть на осноза снижения ее дебита: ве значений фазовых проницаемостей. Во-вторых, может измеI – интервал преимущественного влияния линейного режима течения, обус ловленного наличием трещины ГРП; II – интервал псевдорадиального течениться текущий скин-фактор (чаще всего вследствие ухудшения; III – интервал линейного режима течения, связанного с фильтрацией жидния проводящих свойств трещины). Это изменение можно кости по длине линзы; IV – интервал истощения (влияние всех границ линзы); формально проинтерпретировать как другие (отличные от ис1 – измеренное (точки) и рассчитанное (линия) давление, 2 – производная измеренного (точки) и рассчитанного (линия) давления тинных) размеры области дренирования, следовательно, и другой темп снижения среднего пластового давления. Неопредевательно, исключено и необоснованное суждение об изменеленность задачи можно несколько снизить, приняв во внимании во времени скин-фактора. ние фактические расстояния между соседними скважинами с Таким образом, при известном значении проницаемости по учетом схемы разработки месторождения. Такой подход, безу КВУ можно корректировать скин-фактор в процессе изменения словно, помогает повысить достоверность количественных его во времени. Информативные основы такой корректировки оценок по ГДИС, в том числе точность прогноза снижения позволяют понять результаты анализа Log-Log диагностики среднего пластового давления в резервуаре в результате вырацикла КВУ. На качественном уровне рост скин-фактора за счет ботки запасов. загрязнения трещины или призабойной зоны проявляется в Включение в технологию исследований цикла КВУ позволяет увеличении расстояния между кривой давления и ее производповысить качество интерпретации, причем даже в том случае, ной по времени на диагностическом графике в двойных логакогда вследствие малой проницаемости пласта и влияния трерифмических координатах (рис. 6). При наличии данных о щины ГРП пластовое давление в цикле не восстановилось. Это проницаемости пласта (результат обработки цикла КСД) это подтверждают результаты обработки исследований методом влияние можно выявить даже в том случае, если при исследовасовмещения по всем циклам (см. рис. 4). Вследствие существеннии КВУ не удается зафиксировать радиальный режим течения. ного влияния на КВУ текущего пластового давления хорошего Достаточно, чтобы на диагностическом графике наметилась совмещения результатов измерения и расчетов при недостотенденция к уменьшению интенсивности послепритока. верном значении этого параметра получить не удается, следо-
44
12’2010
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 6. График чувствительности результатов КВУ к величине текущего скин-фактора для скв. 1: I – кривые давления; II – кривые логарифмической производной
Совмещение в интервале КВУ выполнено на основе фильтрационных параметров, полученных по КСД1. Изменения скинфактора по сравнению с первоначальным в скв. 1 не отмечается (см. таблицу).
Параметры Обводненность, % Вязкость смеси, мПа с Подвижность смеси, 10-3 мкм2/(мПа с) Скин-фактор Текущее пластовое давление, МПа
весь комплекс фильтрационных, энергетических параметров и характеристик совершенства вскрытия пласта. 2. Основным преимуществом включения цикла КВУ в систему долговременного мониторинга давления и дебита является возможность контроля изменения характеристик пласта во времени и выделения их на фоне влияния изменения скин-фактора. Это позволяет более точно оценить границы дренирования, а следовательно, выполнить достоверный прогноз снижения во времени пластового давления. 3. Успешному внедрению данной технологии ГДИС на анализируемом месторождении способствовала реализация системы долговременного совместного мониторинга изменения забойного давления и дебита скважин в процессе всего периода эксплуатации. 4. Предложенная технология проведения исследований позволяет решать поставленные задачи в условиях постоянства границ зоны дренирования и стабильности режима работы соседних скважин. В противном случае необходимо использовать более сложные подходы к интерпретации на основании секторного моделирования.
Список литературы 1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. – Ижевск: РХД, 2005. – 780 с.
Расчет по КСД1 КВУ 20 25 1,0 0,95 0,4 0,55 -6,0 -6,0 25,8 13,0
2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 5. – С. 52-57. 3. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. – М.: РГУ нефти и газа, 2008. – 476 с.
На участке КСД2 получена высокая степень согласования фактических значений давления и дебита с расчетными, полученными по КСД1 и КВУ, что является дополнительным критерием достоверности интерпретации.
4. Формирование системы промыслового мониторинга на основе долговременных исследований стационарными датчиками на приеме насоса/А.В. Барышников, Э.Ф. Габдраширов, Л.Ф. Никурова [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 12. – С. 41-44. 5. Blassingame T.A., Lee W.J. Pressure Buildup Test Analysis – Variable Rate Case: A New Approach//SPE № 17052. – 1979. – June. – Р. 273-280.
Выводы 1. Предложенный подход совместного анализа циклов стабилизации давления и восстановления уровня позволяет получить
6. Decline Curve Analysis Using material Balanse Time/D.E. Doublet, P.K. Pande, T.J. McCollum, T.A. Blassingame//SPE 28688. – 1994. – October. – Р. 1-23.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
12’2010
45