2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 10

10

ГЛАВА

МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Исходные данные, используемые при подсчете запасов газа, конденсата и нефти, составлении технологических схем и проектов разработки, как правило, определяются с некоторыми погрешностями и недостаточны из-за ограниченного числа поисковых и разведочных скважин перед началом работ по подсчету запасов углеводородов и проектированием разработки залежи, что обусловлено недостатками методов получения этих исходных данных и другими факторами. В связи с этим, во второй главе данной работы предлагаются различные методы для получения достоверного характера изменения исходных данных и прогнозирования дальнейшего изменения показателей разработки месторождения.

Необходимые для подсчета запасов газа и проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений исходные данные определяются: лабораторным изучением образцов пористой среды, насыщающих их флюидов и взаимодействия пористой среды с флюидами; газогидродинамическими исследованиями разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин, промыслово-геофизическими исследованиями в необсаженных, обсаженных трубами работающих и простаивающих скважинах, гидрогеологическими исследованиями в пьезометрических и обводненных скважинах, а также сбором и обобщением данных эксплуатации скважин.

Необходимость контроля за разработкой месторождений обусловлена, прежде всего, неточностью и недостаточностью имеющихся данных на стадии проектирования. Объем и содержание работ по контролю за разработкой месторождений устанавливается проектом разработки; осуществляется такой контроль газонефтедобывающими предприятиями с частичным участием проектирующей организации. Параметры и показатели, подлежащие контролю, зависят от стадии освоения месторождения.

Наибольшее число параметров и показателей, подлежащих контролю, приходится на начальную стадию освоения залежи. По мере разработки залежи и получения достоверной информации число контролируемых параметров и показателей сокращается.

799

Количество параметров и методы контроля за разработкой существенно зависят от геологических особенностей месторождений, в частности, от следующих факторов:

типа залежи (пластовая или массивная) и состава добываемой продукции;

неоднородности залежи, ее многослойности, наличия гидродинамической связи между пропластками, величины параметра анизотропии;

наличия и размеров нефтяной оторочки, упругих запасов водоносного бассейна;

степени насыщения газа высококипящими углеводородами; наличия и амплитуды тектонических нарушений;

последовательности ввода в разработку отдельных участков залежи и величин отборов из различных зон;

соотношения запасов газа в низко- и высокопористых и низко- и высокопроницаемых пропластках;

последовательности залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и вскрытия их скважинами; абсолютных величин проницаемости пропластков;

типа скважин (вертикальные или горизонтальные); темпа отбора газа, нефти и системы разработки; обвязки скважин;

числа и размещения скважин, в том числе наблюдательных и пьезометри- ческих;

способа подготовки газа; наличия коррозионно-активных компонентов в газе, нефти и воде;

устойчивости коллекторов и величин остаточных деформаций при снижении давления;

емкостных и фильтрационных параметров каждого пропластка, положения ГВК, ГНК, НВК, размеров двухфазных зон и многих других факторов.

Контроль за разработкой корректируется путем систематического анализа материалов разработки, накопленных в результате исследований и эксплуатации скважин.

В целом контроль за разработкой осуществляется путем:

изучения данных разбуривания залежи разведочными (для доразведки месторождения), эксплуатационными, наблюдательными, пьезометрическими и нагнетательными скважинами;

изучения свойств образцов породы и насыщающих их флюидов в лабораторных условиях;

проведения газогидродинамических исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации;

проведения газоконденсатных и гидрогеологических исследований; проведения промыслово-геофизических исследований; использования данных эксплуатации скважин;

использования данных эксплуатации систем сбора и подготовки газа, нефти, а также систем регенерации ингибиторов и работы ДКС.

Каждый из названных методов по контролю за тем или иным показателем используется для утверждения пригодности отдельных параметров, использованных при проектировании, и подтверждения соответствия проектных и фактических показателей разработки.

В настоящее время рекомендации по контролю за разработкой в действующих проектах носят в большинстве своем декларативный характер. Эти рекомендации не предусматривают применение наиболее точных и экологически

800

чистых методов получения контролируемых параметров. Сложившаяся ситуация связана с двумя обстоятельствами:

формальным отношением проектировщика к разделу проекта по контролю за разработкой;

недостаточным знанием проектировщика современных методов определения тех или иных параметров комплексом исследований, перечисленных выше.

Часто в проектах разработки предлагаются методы контроля за параметром, не пригодные для определения данного параметра. Так, например, практи- чески ни в одном проекте разработки не рекомендуются определения коэффициентов фильтрационного сопротивления с использованием кривых стабилизации забойного давления и дебита после пуска скважин в работу, несмотря на то, что применение этого метода позволяет в несколько раз сократить выпуск газа в атмосферу по сравнению с методом установившихся отборов на 5–8 режимах.

Для контроля за разработкой не учитывается возможность замены исследования на стационарных режимах фильтрации на исследования при нестационарных режимах, в частности, на использование КВД при определении фильтрационных свойств пласта, а также на использование ускоренных стандартных исследований – изохронного или экспресс-методов.

10.1. ПРИМЕНЕНИЕ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ ДОРАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ

ИГАЗА

Âнастоящее время показана принципиальная возможность получения достоверной информации об акустических свойствах горных пород в обсаженных скважинах. Несмотря на экранирующее действие металлической обсадной колонны, волновое сопротивление которой много больше волновых сопротивлений пород, уверенная информация может быть получена при хорошем и среднем качестве цементирования затрубного пространства.

Результаты моделирования показывают, что даже в случае отсутствия це-

мента за колонной может быть получена информация по некоторым динамиче- ским параметрам акустического сигнала на частотах ниже 10 кГц. Для исследования обсаженных скважин разработаны и разрабатываются макеты и опытные образцы специализированной аппаратуры АСКУ-I, ПАКТ-I, ЗВУК-II.

В соответствии с данными теории и моделирования, такая аппаратура оснащена широкополосными излучателями (с основной долей энергии, сконцентрированной в диапазоне 1–10 кГц) и приемниками упругих волн, а также селективной системой регистрации акустических сигналов. Возможно, что такая широкополосная аппаратура может одновременно использоваться как для каротажа через колонну, так и для акустической цементометрии. Параллельно в ряде НИИ проведен большой объем теоретических, лабораторных и скважинных исследований, направленных на установление количественных связей между параметрами акустического сигнала и физико-механическими свойствами горных пород, в особенности пород-коллекторов и глинистых покрышек.

801

К настоящему времени определены основные параметры акустического сигнала и их чувствительность к изменению различных физических свойств пластов. Наибольшее количество данных получено по связи акустических параметров с литологическими свойствами пород и с их пористостью.

Появление способа и аппаратуры акустического каротажа (АК) для работы через обсадную колонну создает предпосылки для существенного повышения эффективности комплекса ядерно-геофизических и акустических методов при исследовании разведочных скважин. Специфика исследования таких скважин сводится к тому, что местоположение продуктивных пластов и тем более их характеристики заранее не известны. В этом смысле комплексирование ядерных и акустических методов, основанных на использовании принципиально различ- ных физических полей, может быть чрезвычайно плодотворным, в особенности при выделении ВНК в условиях низкоминерализованных подошвенных вод.

Механизм распространения акустических волн в горных породах описывается уравнениями динамической теории упругости для скалярного и векторного потенциалов. При этом основными акустическими характеристиками горных пород являются скорости распространения продольных vp и поперечных vs волн, их коэффициенты затухания αp è αs, а также преобладающие частоты в спектре регистрируемых импульсов. Чтобы получить кривую изменения указанных параметров по разрезу, производится измерение разности времени ∆t коррелируемых вступлений p- è s-волн на двух регистрирующих каналах. Отношение интервального времени ∆t к базе измерения ∆l является величиной, обратной скорости распространения волны, и обычно используется при дальнейших расчетах коллекторских свойств пластов.

Коэффициенты затухания p- è s-волн оцениваются путем сопоставления средних амплитуд À на двух каналах по формуле

αp,s =	1	ln	A1	,	(10.1)
	l A2

ãäå l — база измерения.

При исследованиях в разведочных скважинах целесообразно использовать следующие производные параметры:

преобладающую частоту колебаниий ω в волновых пакетах, соответствующих p- è s-волнам;

отношение Àð/Às èëè Åð/Ås, характеризующее обмен энергиями между продольной и поперечной волнами на одном и том же канале (эти параметры могут быть чувствительны к изменению трещиноватости и насыщенности пласта); параметр vp/vs, чувствительный к смене литологии и в некоторых случаях

êнасыщенности пласта;

âинтервалах продуктивных пластов для разделения частей пласта, насы-

щенных различными флюидами, целесообразно оценивать объемную дисперсию скоростей vp,s(ω) и частотную зависимость коэффициентов поглощения αp,s(ω);

как следует из теоретических расчетов, в интервалах нефте- и газоносных пластов должна отмечаться значительно большая дисперсия ∆vp (≈ 30 %), чем в водоносных (≈ 3 %);

чувствительный к изменению насыщенности пласта комплексный коэффициент передачи K(ω) äëÿ p- è s-волн, учитывающий одновременно динамиче- скую и кинематическую характеристики волны.

Зависимости ∆t(ω), K(ω) и α(ω) могут быть получены путем деления спектров на двух каналах.

802

Одной из наиболее важных методических задач АК при разведке нефтегазовых месторождений является выделение в разрезе зон трещиноватостей, к которым могут быть приурочены продуктивные пласты в карбонатных отложениях.

Исходя из физических предпосылок метода, упругие волны, особенно поперечные, весьма чувствительны к нарушению сплошности среды. На трещинах терпят разрыв тангенциальные смещения частиц среды, возникающие при распространении s-волн, и существенно ослабевает интенсивность p-волн. Скорости p- è s-волн также уменьшаются при увеличении трещиноватости. Изменение динамических и кинетических параметров этих волн тесно связно со степенью раскрытости трещин, их протяженностью и количеством на единицу длины. Кроме того, существенное влияние оказывает угол встречи волны и трещины, а также соотношение длины волны и величины раскрытия трещины.

Следовательно, информацию p- è s-волн можно использовать не только при выделении зон трещиноватости, но и при количественной оценке коллекторских свойств.

АК эффективно применяется при определении пористости коллекторов в необсаженных скважинах. В случае работы со специализированной низкочастотной аппаратурой можно оценивать пористость продуктивных пластов и в обсаженных скважинах. При этом можно пользоваться регрессионными уравнениями типа Уайли, которые получены почти для всех типов пород-коллекторов.

Ниже приведено сопоставление значений пористости Kï, полученных по материалам АК обсаженных скважин нескольких месторождений Самарской области, и ее значений, полученных по РК и керновому материалу (табл. 10.1). Измерения проводились в скважинах с высоким выходом керна.

Анализ табл. 10.1 и первичных материалов показывает, что в интервале однородных частей пласта показания РК и АК с точностью 1–2 % соответствуют керновым определениям. В неоднородных частях пласта результаты анализа керна и АК близки, в то время как показания Kï по РК занижены, повидимому, из-за влияния неоднородности среды на усреднение нейтронных параметров.

Чрезвычайно важной методической задачей АК обсаженных скважин может быть выделение в разрезе продуктивных пластов, оценка типа флюида, насыщающего пласт, и, наконец, использование АК в комплексе с другими методами для количественной оценки насыщенности пласта.

Возможность использования акустического каротажа для оценки насыщенности пласта основана на связи основных параметров акустического сигнала не только с физико-механическими свойствами скелета породы, но и со свойствами насыщающей жидкости и степенью ее взаимодействия со скелетом

				Ò à á ë è ö à		10.1
				Результаты определений Kï
Интервал			Число	Выход керна,			Пористость , %
отбора
			образцов	%		по керну	по АК (средне-	по РК (средне-
керна, м
						(средняя)	взвешенная)	взвешенная)
	1653–1655		31	100		12,6	9,9	12,2
	1655–1660		29	76		14,0	13,8	15,5
	1665–1670		65	50		20,3	21,0	12,6

Средневзвешенная пористость по пласту: по керну — 16,6 %, по АК — 16,37 %, по РК —

13,7 %.

803

породы. Лабораторные исследования, проведенные в камерах высоких давлений и температур, показывают, что в газонасыщенных нефтях при давлениях 10– 20 МПа и температуре ~ 70 °С скорость vp примерно на 30 % ниже, чем в пластовых водах вне зависимости от их минерализации. При этом с увеличением температуры скорость в нефтяных пластах уменьшается на 3–5 м/с на 1 °С, а в пластовой воде увеличивается на 2 м/с на 1 °С, т.е. при переходе к более высоким температурам и давлениям газонасыщения различие скоростей в нефтях и воде увеличивается.

Необходимо отметить, что дифференциация пластовых флюидов по коэффициенту поглощения акустических волн в зависимости от вязкости может составлять десятки-сотни процентов.

Высоковязкие нефти и воды могут практически не различаться по скоростям. Так, vp нефти месторождения Павлова Гора составляет при t = 20 °Ñ 1480 ì/ñ (µ = 500 ìÏà ñ), à vp воды – 1500 м/с. Однако они резко различаются по затуханию. Такое аномальное поведение акустических параметров может быть использовано при предварительной оценке вязкостных свойств нефтей по материалам АК.

Наличие твердой фазы – скелета породы – и действие горного давления существенно сглаживают дифференциацию различно насыщенных сред. Однако, как показывают теоретические расчеты и эксперименты в лаборатории и скважинах, дифференциация водо-, нефте- и газонасыщенных пород по динамиче-

Рис. 10.1. Выделение нефте- и газоносных пластов в карбонатном разрезе в условиях обсаженной скважины.

Кривые каротажа: 1 — ÏÑ; 2 — ÊÑ; 3–5 — ÈÍÍÊ; 6–13 – ÀÊ: 6, 7 — удельные времена t1/l1; t2/l2; 8 — удельное интервальное время ∆t/∆l; 9 — отношение амплитуд продольных волн на двух каналах À1; 10 — отношение амплитуды поперечной волны к амплитуде продольной À2 волны на первом канале Às/Àð; 11, 12 — амплитуды продольных волн на двух каналах; 13 — амплитуды поперечных волн на первом канале

804

ским параметрам все же значительно превышает точность измерения, достижимую при АК. Из имеющихся в публикациях зависимостей скоростей продольных волн в водо-, нефте- и газонасыщенных песках от температуры и давления, а также коэффициента затухания в этих песках от частоты видно, что даже при высоких дифференциальных давлениях ∆p дифференциация водоносных и нефтеносных пластов по скорости может составлять 10–20 % и по затуханию — 300–400 %.

Интересные результаты получены и при исследованиях в обсаженных скважинах, проводившихся специалистами ВИТР с аппаратурой АСКУ-I (рис. 10.1) и специалистами ИГиРГИ с аппаратурой ПАКТ-I (рис. 10.2–10.3) на Радаевском и Кулешовском месторождениях Самарской области и Ромашкинском

Рис. 10.2. Выделение ВНК в условиях обсаженной скважины и наличия высокоминерализованных подошвенных вод.

Кривые каротажа: 1 — ÏÑ; 2 — ÊÑ; 3 — ÃÊ; 4 — энергия акустического сигнала на одном канале

805

месторождении Татарии. В приведенных примерах использован ряд параметров акустического сигнала, в том числе интеграл огибающей волновой картины. Из рис. 10.1–10.3 видно, что дифференциация различно насыщенных частей пласта по динамическим параметрам может составлять n 100 %.

Âразведочных скважинах, бурящихся на нефть и газ, скважинная акустика может сыграть существенную роль как при выделении продуктивных пластов, так и при оценке их коллекторских свойств. При этом исследования могут проводиться по следующим этапам.

Âоткрытом стволе:

акустический каротаж с помощью серийной аппаратуры с записью анало-

говых кривых t1, t2, ∆t, A1, A2, α;

выделение вероятных интервалов продуктивных пластов по комплексу электрокаротажа, РК и АК;

Рис. 10.3. Выделение ВНК в условиях высоковязких нефтей и невысокой минерализации пластовых вод.

Кривые каротажа: 1 — ÏÑ; 2 — ÊÑ; 3 — ÃÊ; 4 — ÍÃÊ; 5 — энергия акустического сигнала на одном канале

806

детальные измерения в интервалах продуктивных пластов с высокоинформативной аппаратурой АК, например, типа ЗВУК-II, обладающей широким спектром излучения, с записью волновых картин на оптический или магнитный носитель, а также с записью фазокорреляционных диаграмм.

После обсадки скважин:

измерения с акустическим цементометром АКЦ-I;

повторные измерения с широкополосной низкочастотной аппаратурой в процессе естественного или искусственного расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, а также изменения термодинамической обстановки в пласте; эксперименты, выполненные специалистами ВНИИЯГГ и ВНИИ, показывают, что комплексное термоакустическое воздействие может способствовать регулированию процесса расформирования зоны проникновения.

На стадии разведки месторождений при наличии на структуре нескольких скважин чрезвычайно существенным методом может оказаться акустическое прослушивание пласта. Технология данного способа сводится к следующему: в одной из скважин с помощью насоса или испытателя на трубах производят локальное изменение давления. Это приводит к образованию волны давления, которая будет распространяться по пласту на большие расстояния в виде «волны перетекания». Одновременно в пласте будет возбуждаться акустическая волна, которая распространяется по пласту со скоростью звука. Регистрация этих обеих волн может производиться акустическими датчиками давления: в первых вступлениях будет регистрироваться звуковая волна, идущая по скелету породы, а в последующих — волна давления; при этом скорость и затухание первой волны будут характеризовать коллекторские свойства пласта между исследуемыми скважинами, а на основе параметров второй волны можно полу- чить информацию о гидродинамических свойствах жидкости, насыщающей пласт. Комплекс этих параметров будет полезен не только при подсчете запасов нефти, но и при выборе системы разработки, а также сетки эксплуатационных скважин.

10.2. ВЫДЕЛЕНИЕ ГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО (ИНК)

И АКУСТИЧЕСКОГО (АК) КАРОТАЖА

Разделение продуктивных пластов в разведочных скважинах по типу насыщающего флюида стандартным комплексом геофизических методов часто затруднено. Наличие зоны проникновения, плохие коллекторские свойства приводят к существенному уменьшению дифференциации показаний КС, ПС, ГК, НГК в газо-, нефте- и даже водоносных частях пласта.

В этих условиях геофизические исследования приходится проводить в обсаженных скважинах различными методами, позволяющими получить информацию о насыщенности коллекторов, находящихся за обсадной колонной.

807

Рис. 10.4. Диаграмма сопоставления промыслово-геофизических параметров по скв. 318 Яблоновской площади.

Кривые каротажа: 1 — ÏÑ; 2 — ÊÑ; 3 – 4 – ÈÍÍÊ: 3 — интегральная кривая, 4 — задержка 700 мс; 5 —плотность нейтронов во времени

Не менее трудно осуществлять контроль и за разработкой газовых месторождений. В ряде районов для этого используется комплекс стандартных нейтронных гамма-методов. Эти методы также не всегда достаточно эффективны вследствие их сравнительно малой глубины проникновения, недостаточной чувствительности к изменению хлоронасыщенности среды и плотностных характеристик пласта.

Применение импульсных методов, включающих ИННК или ИНГК, а также импульсный акустический каротаж – ИАК, позволяет существенно повысить достоверность геофизических заключений в трудных геологических условиях. Преимущества импульсных нейтронных методов в отношении их чувствительности к интересующим характеристикам пласта достаточно убедительны. Например, при высокой пористости коллектора и низких пластовых давлениях газоносные горизонты могут быть выделены по одному зонду ИННК, как это показано на рис. 10.4. Однако в большинстве случаев одного зонда ИННК недостаточно, и для уверенного выделения газоносного пласта требуются данные различных зондов или других геофизических методов; такой подход показан на рис. 10.5 и 10.6.

Из рис. 10.4 и 10.5 видно, что, если для скважины Яблоновской площади

808