Общие сведения об исследований скважин и пластов

Предисловие

Промысловые и гидродинамические методы исследования скважин и пластов (ГДИС) являются достаточно известными и распространенными методами изучения месторождений. За прошедшее время (с 1930 года) шло последовательное развитие теории и практики ГДИС в стране и за рубежом по следующим направлениям: замер в скважинах с помощью глубинных приборов ряда величин (изменений забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), методы последующей обработки замеряемых данных, определение фильтрационных, геометрических и др. параметров пласта, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках – параметров пластов и скважин и рекомендации по их практическому использованию при принятии промысловых решений.

При разработке месторождений Западной Сибири специалистами ГДИС выделяются завершившиеся три этапа истории совершенствования методов ГДИС и продолжающийся четвертый, причем развитию и внедрению методов ГДИС способствовали результаты исследований отечественных ученых: Ю.Е. Батурина, Б.А. Богачева, С.Н. Бузинова, В.С.Евченко, Р.И. Медведского, В.К. Федорцова, К.С. Юсупова и др.

В первый период (1954-1972 гг.) главным требованием к ГДИС становится обеспечение количества и качества информации для подсчета запасов и составления проектов пробной и промышленной эксплуатации месторождений. Для его выполнения исследовательскими службами нефтегазодобывающих предприятий и научных институтов проведены:

- исследования скважин апт-альт-сеноманских водоносных отложений. Разработана техника и технология исследования скважин при малых депрессиях на пласт (0,1-0,2 мПа). Результаты ГДИС использованы при подсчете запасов вод Сургутского, Юганского, Нижневартовского и др. районов;

- разработана новая методика обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости, предложен метод «суммарной добычи» для обработки кривых падения давления разведочных скважин;

- разработана методика исследований и обработки результатов пластов, представленных «двойной средой» с высокой и низкой проницаемостью. По результатам исследований с учетом параметров обменных процессов впервые в Западной Сибири на одном из участков Трехозерного месторождения внедрен метод циклического заводнения;

- исследование сложно-построенных пластов газонефтяных пластов и залежей нефти (Лянторское, Федоровское АС_4-8, Самотлорское АВ_2-3, Варьеганское БВ_4-5), низкопроницаемых пластов АВ₁¹ типа “рябчик”, Русского месторождения высоковязкой нефти.

Многие из перечисленных пластов и месторождений уже вошли в промышленную эксплуатацию, но некоторые из них (например, Русское) до сих пор не вовлечены в разработку.

На втором этапе (1972-1982 гг.) проводились широкомасштабные исследования скважин и пластов для составления техсхемы и проекта разработки Самотлорского месторождения:

-исследование влияния закачки холодной поверхностной воды на фильтрационные свойства и нефтеотдачу пластов Самотлорского месторождения:

-проведение гидропрослушивания методами однократного и многократного импульсирования;

-комплексные исследования скважин пластов с целью обоснования методики определения текущей нефтенасыщенности пластов.

С целью обоснования пробной эксплуатации пласта Ю₀ баженовской свиты Салымского месторождения разработана методика ГДИС, результаты которых явились основой для подсчетов запасов нефти и предложена геолого-гидродинамическая модель пласта.

Третий этап (1982-1992 гг.) характеризуется массовым переводом нефтяных скважин на механизированный способ добычи. Для исследования эксплуатационного фонда разработаны технология и методика обработки результатов исследований методом волнометрирования. Для условий эксплуатации месторождений Западной Сибири после проверки точности метода предложен программно-аналитический комплекс «Импульс-3».

Четвертый этап (с 1992 по нынешнее время) характеризуется:

- переходом большинства нефтяных месторождений на период падающей добычи;

- массовым внедрением методов обработки призабойной зоны и гидроразрыва пласта;

- бурением в скважинах боковых стволов и стволов с горизонтальным окончанием;

- появлением на российском рынке фирм и компаний, выпускающих высокоточные приборы и оборудование для ГДИС («Маркетинг-Сервис», «СИАМ», «Kaster», «Pioneer»);

- внедрением отечественных и зарубежных программных продуктов (Гидро, Гидро-тест, Гидрозонд, Интерпретатор М, TESTAR, ГДИ-эффект, Well-Test, Pansystem, Saphire).

Последние достижения в области ГДИС изучаются и обсуждаются на научно-практических конференциях и семинарах Ассоциации научно-технического и делового сотрудничества по геофизическим исследованиям и работам в скважинах (АИС), «Клуба исследователей скважин» кафедры «Нефтегазовый бизнес» Академии народного хозяйства при правительств РФ и в крупнейших нефтедобывающих компаниях.

В настоящий момент ГДИС рассматривается как основной источник данных для проведения анализа текущего состояния разработки и настройки постоянно-действующей геолого-технологической модели месторождения. Поэтому проблема ГДИС является одной из актуальных и достаточно специфических и сложных научно-технических составляющих в общем комплексе проблем управления разработкой месторождений углеводородов, которая состоит в интегрированном, мультидисциплинарном подходе к решению проблем разработки на основе современных научно-технических достижений в области геологии, геофизики, подземной гидромеханики, физика пласта, математическом моделировании, компьютерным технологиям.

В настоящее время в учебных программах нефтегазового образования сформировалась специальные дисциплины «Гидродинамические исследования скважин» и «Гидродинамические методы контроля разработки месторождений нефти и газа». По производственной тематике выполняются курсовые и дипломные работы. Не смотря на то, что для более глубокого и детального изучения теоретических основ, отечественного и зарубежного опыта и достижений студент может обратиться к специальной литературе и к программным продуктам соответствующих сервисных компаний назрела необходимость разработки практического руководства, в которое включены методы ГДИС широко внедренные на месторождениях Западной Сибири. Настоящий учебник предназначен для аспирантов и также может быть интересен для специалистов по проведению, обработке и анализу результатов исследований на нефтяных месторождениях.

 

Геофизические методы исследования скважин и пластов (ГИС и ГИРС)

С помощью геофизических исследований (ГИС – КАРОТАЖ) осуществляется уточнение геологической модели в зоне расположения скважины.

Методы ГИС – КАРОТАЖ являются косвенными. Методической основой метода является установление аналитических петрофизических зависимостей «керн-геофизика» и обоснование возможностей перехода от геофизических характеристик к коллекторским свойствам пласта. Параметры пласта по ГИС в основном характеризуют призабойную зону.

Петрофизические зависимости представляют информацию о литологии, пористости, наличие углеводородов и насыщенности пласта жидкостями и др.

Геофизические исследования в скважинах (ГИРС) дополняют информационную базу для контроля за выработкой пластов (замеры профилей притока и приемистости, оценка состава притока, насыщенности пласта флюидами в различные моменты, оценка параметров вытеснения), технического контроля работы скважин и ее технического состояния, контроль проведения методов интенсификации.

Пример 2.

Рассчитать физико-химические свойства пластовой воды: плотность ; объемный коэффициент ; вязкость , если известно, что пластовое давление рвано 20 МПа; пластовая температура – 80°С; концентрация солей – 6%; газонасыщенность ; коэффициент сжимаемости воды ; коэффициент , 1/K.

Вычисляем плотность пластовой воды в стандартных условиях по формуле 2.3:

кг/м³.

Плотность пластовой воды вычисляем по формуле 2.2:

Объемный коэффициент пластовой воды вычисляем по формуле 2.6.

.

По формуле 2.10 вычисляем вязкость пластовой воды.

мПа·с.

По графику, рис. 2.1, вязкость пластовой воды составляет 0,4мПа×с.

 

Вязкость природного газа

Под вязкостью газа понимают его свойство сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. Вязкость, как температура, давление и объем – функция состояния газа и может быть использована для его характеристики. Единица измерения – мПа×с. Вязкость природного газа зависит от давления и температуры.

Расчет вязкости при заданных условиях проводится в два этапа. Сначала определяют вязкость при заданных температуре и атмосферном давлении , а затем полученное значение вязкости пересчитывают на заданное давление.

Определение можно проводить аналитическим путем по известному составу газа и графическим способом по его относительной плотности. Второй способ более удобен для практических расчетов, не требующих высокой точности. Вязкость газа при атмосферном давлении и заданной температуре определяют по относительной плотности газа по графику (рис. 2.4). При этом влияние других компонентов учитывают по дополнительному графику. Значения поправок должны быть вычтены из значения вязкости, определенной по основному графику.

Расчет вязкости при заданных давлении и температуре проводят графическим способом. По графику (см. рис. 2.5) для найденных и определяют . По известным и вычисляют искомую вязкость при заданных Р и Т:

,

 

Контрольные вопросы:

1. Расскажите как определяется плотность пластовой нефти и воды.

2. Что характеризует объемный коэффициент пластовой нефти b_н и пластовой воды b_в.

3. Расскажите от чего зависит вязкость пластовой нефти m_н.

4. Напишите формулу расчета вязкости пластовой воды m_в.

5. Напишите формулу расчета плотности газа при r_г при известном компонентном составе газа.

6. Что называется относительной плотностью газа ` r.

7. Дайте определение критического давления и температуры Р_кр, Т_кр.

8. Что такое коэффициент сжимаемости газа z и как его определить графическим и аналитическим методами.

Теплоемкость газа

Теплоемкость газа это отношение теплоты, подведенной к газу в определенном термодинамическом процессе, к соответствующему изменению температуры газа. В зависимости от вида процесса различают изобарную теплоемкость , когда процесс происходит при постоянном давлении , или изохорную , когда процесс происходит при постоянном объеме .

Отношение теплоемкости к единице количества газа называется удельной (массовой или молярной) теплоемкостью. Единицы измерения удельной теплоемкости: – Дж/кг·°С; ккал/кг·°С; кал/г ×°С. Соотношение между единицами выражается равенством 1кал/кг×°С = 4,1868 Дж/кг·°С.

Для практических расчетов используют массовую или молярную теплоемкость при постоянном давлении (изобарная теплоемкость). Изобарная теплоемкость газа при заданных и определяется по формуле:

, (3.1)

где – изобарная теплоемкость при атмосферном давлении и заданной температуре, ккал/кмоль·°С;

– поправка на давление, ккал/кмоль·°С.

Величина для природного газа известного состава определяется по формуле:

, (3.2)

где – изобарная теплоемкость при температуре и атмосферном давлении;

– массовая доля i-го компонента, д.е.

Величина определяется по графику (рис. 3.1), или рассчитывается по формуле:

, (3.3)

где – коэффициенты, определяемые для каждого компонента, табл. 3.1;

.

Поправка на давление определяется в зависимости от состава газа по двум или трем параметрам. Для определения по двум параметрам используется график на рис. 3.2.

Таблица 3.1

Коэффициенты уравнения 3.3

Компонент	Молярный вес
Метан	16,04		224,23	58,29	-11,29	71,17
Этан	30,07		449,293	184,32	258,56	24,01
Пропан	44,09		698,483	345,06	656,01	-8,23
Бутан	58,12		913,595	460,63	822,49	0,05
Изобутан	-		946,072	504,90	1053,67	23,39
Пентан	72,15		1133,26	582,72	1153,75	-1,93
Изопентан	-		1151,82	597,75	1198,66	-26,37
Сероводород	64,86		292,234	236,92	672,51	78,25
Азот	28,01		145,53	107,94	302,28	103,25
Двуокись углерода	44,01		270,64	204,22	563,32	72,79

Так как теплоемкости и (рис. 3.1 и 3.2), приведены в ккал/кмоль×°С, для получения в ккал/(кг×°С) значение теплоемкости следует разделить на молекулярную массу газа .

 

 

	Рис. 3.1. Зависимость изобарной и молярной теплоемкости углеводородов при атмосферном давлении от температуры.

Коэффициент Джоуля -Томсона

Отношение изменения температуры газа в результате его адиабатического расширения (дросселирования) к изменению давления называется дроссельным эффектом или эффектом Джоуля-Томсона.

Изменение температуры при снижении давления на 1 атм называется коэффициентом Джоуля-Томсона, который изменяется в широких пределах и может быть положительным или отрицательным.

Коэффициент Джоуля-Томсона для природных газов определяется из выражения:

, (3.9)

где – изобарная теплоемкость, ккал/кг·°С;

– функция, определяемая по графику, рис. 3.3 или по формуле Гухмана­‑Нагаревой:

(3.10)

При дросселировании газа происходит снижение температуры, а при дросселировании жидкостей, наоборот, ее увеличение. Значения коэффициента Джоуля-Томсона находится в пределах:

для газов -0,3 ¸ 0,6 °С/атм, для нефти = 0,02 ¸ 0,04 °С/атм.

Коэффициент Джоуля-Томсона для газов – по абсолютной величине в 10 раз больше, чем для жидких углеводородов.

Коэффициент емкости пласта

Коэффициент емкости пласта на единицу площади вычисляется по формуле:

, (4.4).

Коэффициент продуктивности

Коэффициент продуктивности определяет добывные возможности скважины при снижении забойного давления на 1 МПа. Согласно уравнению Дюпюи для радиального притока жидкости коэффициент продуктивности скважины:

, (4.5)

где – коэффициент продуктивности, м³/сут·МПа.

Коэффициент продуктивности – комплексный параметр, имеющий физическую размерность, общую с размерностью гидропроводности , включает в себя дополнительное влияние геометрических размеров скважины , дренируемый радиус пласта , то есть большое количество факторов, влияющих на производительность скважины. Вышеизложенное подтверждает, что гидродинамические методы исследований, в основном, определяют только комбинации параметров и не дают прямых методов их определения.

Если возникает необходимость выделить какой-либо отдельный параметр из комплекса, например, проницаемость из гидропроводности или продуктивности, необходимо иметь дополнительные сведения, характеризующие емкостные, коллекторские и упругие свойства пласта, а также физико-химические и термодинамические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт.

Пористость

Емкостные свойства характеризуются так называемой пористостью (коэффициентом пористости). Различают абсолютную и эффективную пористость.

Абсолютной пористостью называется отношение суммарного объема пор к полному объему породы :

, (4.6)

здесь – абсолютная пористость.

Отношение объема открытых пор к объему всей породы называется открытой (эффективной) пористостью :

. (4.7)

При решении многих задач разработки нефтяных и газовых месторождений используется характеристика, называемая динамическойпористостью коллектора . Эта величина определяется как отношение объема пор породы , по которым жидкость или газ способны двигаться, к объему всей породы :

. (4.8)

Динамическая пористость определяется удельным объемом пор, которые осваиваются текущей жидкостью: нефтью и следующей за ней водой. Динамическая пористость может быть много меньше открытой, вследствие чего скорость движения меченых частиц достигает 5‑6 км/сут, а каналы жидкости образуют ручейки, разбивающие поровое пространство на нефтенасыщенные “островки”, блоки, из которых нефть постепенно попадает в ручейки под действием капиллярных сил.

Проницаемость

Под проницаемостью понимается способность коллектора пропускать жидкость или газ. Различают понятияабсолютной, фазовой и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость определяет фильтрационную характеристику пористой среды и остается постоянной независимо от движения по пласту воды, нефти и газа. Абсолютная проницаемость определяется в основном в лабораторных условиях по керну (газо- или воздухопроницаемость).

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость пласта для данной фазы при движении в порах многофазных смесей (смеси нефти, воды и газа или нефти и воды) .

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью данной фазы:

. (4.9)

Проницаемость, определяемая по данным гидродинамических исследований, является в основном фазовой. Она определяется расчетным путем по коэффициенту гидропроводности пласта , полученной путем обработки результатов исследований методом неустановившихся режимов фильтрации:

, (4.10)

или по методу установившихся отборов:

, (4.11)

где h – коэффициент продуктивности скважины;

m – вязкость нефти, (воды или смеси воды и нефти);

– работающая толщина пласта;

– объемный коэффициент нефти (смеси);

– функция, зависящая от системы разработки, геометрических размеров скважины и качества вскрытия пласта.

Пример 1.

Вычислить сжимаемость пластовой воды при известных параметрах = 20 МПа, = 80°С, = 10м³/м³ , =6%. Сжимаемость пластовой воды вычисляется по формуле 4.15 с учетом графиков, рис. 4.3‑4.5.

1. По графику, рис.4.2, при заданных определяется сжимаемость чистой воды: = 4,2×10^-4 1/МПа.

2. По графику, рис. 4.3, при заданных – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, = 2,3 м³/м³.

3. По графику на рис.4.4 для заданной температуры определяется коэффициент Сеченова = 0,118.

Тогда

, 1/МПа.

Пример 2.

Расчет коэффициента упругоемкости пласта при известных значениях пористости 0,17, сжимаемости нефти , , 1/МПа и воды = 4,5×10^-4 1/МПа,количество связанной воды = 0,35, обводненность пласта = 0,2.

По формуле 4.12 вычисляем сжимаемость скелета пласта:

1/МПа.

Коэффициент упругоемкости пласта вычисляется по формуле 4.17:

;

Контрольные вопросы:

1. Расскажите, какие параметры коллектора и жидкости оказывают влияние на процесс фильтрации флюидов в пласте.

2. Перечислите основные комплексные параметры пласта, определяемые методами ГДИС.

3. Дайте объяснение, от каких параметров зависит величина коэффициента продуктивности скважин.

1. Напишите, какие производные параметры пласта можно вычислить через коэффициент гидропроводности пласта.
2. Что называется коэффициентом пьезопроводности пласта и как его определить.
3. От каких параметров пласта и жидкости зависит коэффициент упругоемкости пластовой системы.

 

 

Пример 1.

По данным исследования скважина № 398 (месторождение Оленье) методом снятия КВД определены следующие параметры:

; .

Задание: определить время стабилизации режима .

Решение: время стабилизации режима определим по формуле 5.1.

ч.

Пример 2.

По данным исследования скважины № 24 Салымского месторождения на установившихся режимах фильтрации, табл. 5.2, построить ИЛ в координатах и ,определить закон фильтрации и коэффициент продуктивности скважины.

 

Таблица 5.2

Результаты исследования скважины № 24 Салымского месторождения

Диаметр штуцера d, мм	Дебит, м^3/сут	Продолжи-тельность работы, ч	Давление, МПа	Депрессия DР, МПа	Темпе- ратура пласта,°С	Глубина замера, м
Рбуф	Рзат	Рзаб	Рпл
			2,4	3,2	10,7	−	30,7
			3,2	3,8	12,9	−	28,5
			4,2	4,5	16,2	−	25,2
			5,7	9,0	19,4	−	22,0
		−	25,0	25,7	−	41,4

Решение:

1. По данным, табл. 5.2, графы 2, 6, 7, 8, строим ИЛ в координатах (см. рис. 5.4 (а)), и (см. рис. 5.4 (б)).

2. Учитывая все режимы (см. рис. 5.4 (а)), включая и режим с нулевым дебитом, проводим осредненную линию. В этом случае ИЛ представляет собой прямую линию, следовательно, в пласте реализуется линейный закон фильтрации.

3. Определим значение коэффициента продуктивности по тангенсу угла наклона ИЛ к оси дебитов: = 4,5 м³/сут×МПа.

Учитывая разброс точек на графиках ИЛ, параметры уравнений 5.4 и 5.7 определим методом наименьших квадратов.

 

Для облегчения расчетов составим табл. 5.3.

Таблица 5.3

Данные исследования скважины № 24 на режимах

№ реж.	Qi м^3/сут	Qi^2	Рзабi	Qi×Рзаб	DPi	DPi^2	Qi×DPi
	−	−	41,4	−		−	−
	139,0		10,7	1487,3	30,7	942,49	4267,3
	130,0		12,9	1677,0	28,5	817,25	3705,0
	112,0		16,2	1814,4	25,2	635,04	2822,4
	98,0		19,4	1901,2	22,0	484,00	2156,0
n =5	S= 479	S= 58369	S= 100,6	S= 6879,9	S= 106,4	S=2873,78	S=12950,7

Параметры уравнения 5.4 ИЛ в координатах вычислим по формулам 5.5 и 5.6:

МПа.

Коэффициент продуктивности есть обратное значение от величин .

м³/сут×МПа.

Уравнение фильтрации по линейному закону есть выражение:

.

Вычислим параметр уравнения 5.7 по формуле 5.8:

сут×МПа/м³.

Коэффициент продуктивности равен:

м³/сут×МПа.

Уравнение фильтрации по линейному закону при известном пластовом давлении запишем в виде:

.

Пример 3.

Используя результаты исследования скважины № 27 Салымского месторождения (см. табл. 5.4), построить ИЛ. Рассчитать коэффициенты , записать уравнение притока жидкости в скважину.

Таблица 5.4

Результаты исследования скважины № 27 Салымского месторождения на режимах

Дата исследования, год

Диаметр штуцера, мм

Дебит, м^3/сут

Продолжит. работы, ч

Давление, МПа

Депрессия DР, МПа

Температура пласта,°С

Глубина замера, м

Рбуф

Рзат

Рзаб

Рпл

−

14,2 14,3 8,6 7,6

17,1 16,6 13,2 13,4

− 28,3 24,6 22,7

31,9 − − −

− 3,6 7,3 9,2

− − −

− − −

− 45,0 88,5

8,8 7,88 6,99 5,60

13,68 14,08 12,70 12,60

− 23,75 21,32 18,24

25,3 − − −

− 1,55 3,98 7,06

− − −

− − −

− 31,6 58,7 77,8

− 5,4 4,32 4,32

− 9,4 8,8 −

− 18,02 16,93 15,79

18,57 − − −

− 0,55 1,64 2,78

− − −

− − −

Решение:

1. На основании данных граф 3, 9 таблицы 5.4, строим ИЛ в координатах (cм. рис. 5.5). Как видно из графиков, ИЛ имеют криволинейную форму. Дальнейшая их обработка ведется по двум квадратичным законам фильтрации 5.9 и 5.12.

Для графического определения параметров уравнений 5.9 и 5.12 ИЛ строятся в координатах . Отметим, что ИЛ перестроенные в координатах (см. рис. 5.6), имеют различный характер поведения.

Для ИЛ, рис 5.6 (а) – 1976 г., конечный участок чуть искривлен и, вообще говоря, можно было бы считать ее почти прямолинейной. Но при расчете параметра деформации он получился равным = 0,0525 1/МПа(а не нулю), а перестроенная ИЛ в координатах оказалась почти горизонтальной, что указывает на отсутствие или крайне незначительное влияние на фильтрацию жидкости инерционных сопротивлений.

Для расчета a по ИЛ рис. 5.6(б) – 1981 г., использованы следующие точки ИЛ:

= 77 м³/сут, = 3,5 МПа;

= 136 м³/сут, = 6,4 МПа;

= 187 м³/сут, = 9,2 МПа.

1/МПа;

 

Следующая перестроенная ИЛ рис. 5.6 (б) в координатах имеет четко выраженный конечный участок, искривленный вверх, что соответствует наличию деформационных изменений в призабойной зоне.

Для расчета коэффициента по ИЛ рис. 5.6 (б), использованы точки:

= 48 м³/сут, = 2,2 МПа;

= 88,5 м³/сут, = 3,98 МПа;

= 140 м³/сут, = 7,06 МПа.

1/МПа

Перестроенная ИЛ в координатах практически прямолинейна (см. рис. 5.6 (б)).

Рис. 5.6. Графики ИЛ по скважине № 27 Салымского месторождения а - 1976 г.; б - 1981 г.; в - 1982 г. 1 - ИЛ в координатах Pi/Qi – Qi (1); 2 - ИЛ в координатах Фi/Qi – Qi (2).

Характер ИЛ (см. рис. 5.6 (б)), перестроенной в координатах прямолинейный, что свидетельствует об отсутствии деформации. Результаты графического определения коэффициентов представлены, табл. 5.5.

4. Кроме графического метода, параметры уравнения 5.9 определены численным методом по формулам 5.10 и 5.11. Для уравнения 5.14 используют эти же формулы, заменяя на .

5. Выбор параметров по результатам определения по двум и более методам производится по минимуму суммы квадратов отклонений между расчетной и фактической депрессиями:

. (5.27)

Расчетные депрессии для каждого режима вычисляются по формулам:

– для квадратичного закона имеем выражение

; (5.28)

– для квадратичного закона с учетом параметра деформации в виде

.