839
10.6. ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ ЗА ПОКАЗАТЕЛЯМИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Основным источником, регламентирующим определения периодичности контроля отдельных параметров, являются «Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений», изданные в 1971 г. В дальнейшем во ВНИИГАЗе были подготовлены новые правила разработки, которые не были утверждены как нормативный документ. В этих правилах объемы исследовательских работ по контролю не обоснованы, они не учитывают особенности газовых и газонефтяных месторождений, а также возможности получения одних и тех же параметров различными методами. Эти правила не устанавливают продолжительность контроля отдельных параметров, не предусматривают возможность значительного сокращения работ по контролю за разработкой по этим параметрам после достоверного определения закономерности изменения последних.
Частота измерения и контроля отдельных параметров и показателей разработки зависит от их изменчивости и важности. Число этих параметров, подлежащих контролю, зависит от метода проектирования. При приближенном методе прогнозирования число параметров, подлежащих контролю, значительно меньше, чем при прогнозировании путем создания геолого-математической модели залежи или ее фрагментов.
При приближенном методе прогнозирования показателей разработки в процессе разработки контролируются:
пластовое, забойное (или вместо забойного давления – депрессия на пласт) и устьевое давления;
потери давления в стволе скважины, шлейфах (коллекторах), в установках по подготовке газа;
дебиты скважин, режим работы скважин и его изменение, конструкция скважин;
годовые отборы; число и сроки ввода скважин различного предназначения;
число и сроки ввода установок по подготовке газа; образование и характер изменения депрессионных воронок; изменение давления по толщине залежи;
изменение положения ГВК и ГНК по данным гидрогеологических, геофизических и лабораторных исследований;
изменение состава добываемой продукции, в том числе выход конденсата при установленных проектом термодинамических условиях сепарации газа;
изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления в результате изменения свойств пористой среды и газа, выпадения конденсата, подъема ГВК или ГНК;
запасы газа, режим залежи с учетом продвижения воды в залежь; характер обводнения залежи; измерение интенсивности коррозии оборудования;
возможность отложения солей при обводнении скважин; взаимодействие участков с различной степенью истощенности; необходимость и способы ингибирования скважин и УКПГ;
положение забоя и возможность образования жидких и песчаных пробок;
839
распределение притока, давления и температуры в интервале перфорации, а также другие параметры и показатели разработки.
При численном методе прогнозирования показателей разработки кроме перечисленных выше контролю подлежат:
изменение насыщенности газосодержащей среды подошвенной или контурной водой;
изменение фазовых проницаемостей по мере перемещения границы двухфазных (газ – вода, газ – нефть и нефть – вода) зон;
изменение дебитов газа, нефти и воды по мере продвижения нефтяной оторочки и подошвенной или контурной вод в газовую залежь;
изменение распределения давления по толщине — по отдельным пропласткам и степени участия в разработке каждого пропластка;
изменение извлекаемых запасов газа по мере включения в разработку новых низкопроницаемых пропластков;
изменение потерь конденсата в результате зональных перетоков газа в зависимости от отбора газа из этих зон;
изменение темпа перетока в зависимости от темпа отбора газа из отдельных пропластков и параметра анизотропии;
изменение условий эксплуатации при освоении залежи системой горизонтальных скважин;
устойчивость показателей скважин после проведения в них работ по интенсификации;
изменение приемистости нагнетательных скважин при разработке газонефтяных месторождений с поддержанием пластового давления;
изменение положения контура перемещения закачиваемого агента, а также многие другие параметры и показатели разработки, определяемые только численным методом прогнозирования.
Значительное число показателей, прогнозируемых только численным методом, подлежат контролю исключительно с помощью геолого-математических моделей залежи или ее фрагментов. Такой метод контроля связан, во-первых, с вводом в программу новых исходных данных, получаемых из новых скважин, и, во-вторых, адаптацией созданной модели с учетом ввода новых данных и повторным восстановлением истории разработки месторождения или его фрагментов.
Больше половины из перечисленных параметров и показателей разработки не поддаются непосредственному контролю путем измерения определенных параметров. Так, например, для контроля за режимом залежи необходимо изуче- ние: состава добываемой воды; характера снижения уровня в пьезометрических скважинах; темпа падения приведенного пластового давления p/z в зависимости от отбора газа из залежи или ее отдельных участков, наличия возможности межзональных и межпластовых перетоков газа и других процессов, происходящих в пласте.
Сравнительно достоверно и не косвенным путем с соответствующей периодичностью могут быть контролированы: пластовое, устьевое и забойное давления – путем непосредственных замеров; дебиты имеющихся и вводимых новых скважин, годовые отборы газа, нефти, конденсата и воды, число и сроки ввода новых скважин, коэффициенты фильтрационного сопротивления, запасы газа, составы добываемой продукции, положение ГВК и ГНК путем проведения специальных геофизических исследований; текущее положение забоев скважин; условия сепарации скважинной продукции, выход конденсата, депрессионные воронки, потери давления в стволе, шлейфах, на УКПГ и т.д.
840
Главнейшими задачами контроля за разработкой месторождений являются определение важности контролируемого параметра, периодичности, необходимой и достаточной для качественного контроля за выбранными параметрами, и, наконец, оценка того, что произойдет при отсутствии качественного контроля по этим параметрам или по некоторым из них.
Можно с уверенностью отметить, что практически во всех проектах объемы и частота контроля по большинству параметров неоправданно высоки и они проектировщиком используются не полностью из-за отсутствия необходимости в этом. В частности, согласно проектам разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское практически каждая эксплуатационная скважина должна быть исследована методом установившихся отборов хотя бы 1 раз в год с целью оценки изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления этих скважин. Опыт первых лет работы этих месторождений и теоретические основы получения указанных коэффициентов показывают, что они изменяются на перечисленных месторождениях в основном за счет подъема ГВК и поэтому нет необходимости ежегодно исследовать каждую скважину на предмет контроля за изменением этих коэффициентов, учитывая, что за год подъем ГВК составляет небольшую величину.
Идентичная необоснованная работа по контролю за выносом жидких и твердых примесей из скважин производится в десятках однотипных скважин без соблюдения соответствующих условий возможности выноса частиц. В частности, на Ямбургском месторождении в течение года проводились исследования на вынос твердых частиц в 50 скважинах. При этом создавались различные депрессии на пласт: 0,03 ≤ ∆p ≤ 0,5 МПа. На каждом режиме (депрессии) исследуемая скважина работала 30 мин, из которых на стабилизацию режима для выбранной депрессии необходимо было не менее 20 мин. Это означает, что на стабильном, установившемся для данной депрессии режиме исследуемая скважина работала 0–10 мин. К отмеченному следует добавить и то, что конструкции большинства исследуемых на вынос песка скважин и профили притока газа к забою из перфорированного интервала не обеспечивали необходимую скорость потока для выноса примесей.
Следовательно, все проведенные специальные исследования на предмет разрушения призабойной зоны и выноса примесей оказались некачественными, а их результаты – недостоверными, хотя на эти исследования были затрачены значительные средства. Такая некачественная работа по контролю за разработкой оказалась возможной потому, что в проекте не были указаны методы контроля за разрушением призабойной зоны и выносом продуктов разрушения на поверхность. Если проектировщик будет в дальнейшем исходить из результатов этих некачественных исследований, то запланированные дебиты скважин и годовые отборы из месторождения не будут обеспечены из-за образования пес- чаных пробок в интервале перфорации.
Аналогичные принципиально неверные исследования были выполнены и по содержанию воды в продукции скважин. Исследования на вынос воды были проведены в необводненных пластовой водой скважинах. Однако авторы исследования представили результаты по содержанию воды в газе при депрессиях 0,03 ≤ ∆p ≤ 0,5 МПа, согласно которым количество конденсационной воды в газе изменяется в несколько раз. Такое изменение количества конденсационной воды в газе в указанном диапазоне изменений депрессии невозможно, следовательно, результаты исследования ошибочны. Для определения количества конденсационной воды в необводненных скважинах нет необходимости исследовать 50 скважин в год. Если до ввода в разработку месторождения для из-
841
вестных пластового давления и пластовой температуры, состава газа и пластовой воды определено влагосодержание газа, то контролировать его величину в процессе разработки не следует.
Частота измерений контролируемых параметров зависит от стадии разработки залежи, неоднородности пластов, темпа отбора газа и нефти из отдельных участков залежи, от количества скважин различного назначения. Количество скважин, в которых запланированы работы по контролю, зависит от типа, формы и размеров залежи, запасов газа, изменчивости термобарических параметров залежи и состава добываемой продукции, числа и амплитуды тектонических нарушений, гидродинамической связи между пропластками и т.д.
На крупных газовых и газонефтяных месторождениях для контроля за разработкой требуются десятки наблюдательных и столько же пьезометриче- ских скважин. Несмотря на это расстояние между этими скважинами исчисляется километрами, что затрудняет создание истинной геолого-математической модели залежи. Поэтому в совокупности с наблюдательными скважинами используются и эксплуатационные скважины для определения распределения пластового давления по площади и во времени. Такие данные весьма существенны для оценки степени расформирования нефтяной оторочки, глубины депрессионной воронки и т.д.
Объемы и частота контроля отдельных параметров в процессе разработки существенно увеличиваются, если месторождение газоконденсатное или газонефтяное и оно разрабатывается с поддержанием пластового давления. При этом к параметрам и показателям разработки газовых месторождений добавляются дополнительные параметры, которые должны быть проконтролированы, если месторождение газонефтеконденсатное. К таким параметрам относятся:
изменение свойств газоконденсатной смеси в процессе разработки; изменение свойств нефти при различных давлениях в пласте; изменение положения ГНК и НВК во времени; изменение газонефтеводонасыщенности газо- и нефтеносной зон;
изменение фазовых проницаемостей в процессе разработки; изменение пластового давления на участке между эксплуатационными и
нагнетательными скважинами; изменение дебитов газа и нефти с учетом образования конусов газа, нефти
и воды в процессе эксплуатации скважин в зависимости от условий вскрытия пласта и создаваемых депрессий на пласт;
изменение приемистости нагнетательных скважин и многие другие параметры, связанные с геологическими особенностями газонефтяных месторождений.
Согласно правилам разработки газоконденсатных месторождений необходимо 2 раза в год исследовать содержание конденсата в газе при принятых условиях сепарации газа по каждой скважине. Такие требования не оправданы, так как на большинстве газоконденсатных месторождений изменения содержаний конденсата незначительны. Такая работа должна быть выполнена только в отдельно взятых скважинах, отличающихся их расположением по площади залежи и вскрывших различные интервалы продуктивного разреза. Причем исследования изменения содержания конденсата должны проводиться не 2 раза в год, а эпизодически. Отметим, что исследования содержания конденсата должны сопровождаться изучением физических свойств конденсата, т.е. его плотности и молекулярной массы, фракционного и группового состава, коэффициента усадки и др. Контроль за изменением содержания конденсата в добываемом газе приобретает первостепенное значение, если газоконденсатное месторожде-
842
ние разрабатывается с поддержанием пластового давления путем обратной закачки отсепарированного газа. В этом случае контроль за составом добываемой продукции целесообразно установить по всем эксплуатационным скважинам.
10.7. ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В разделе проекта разработки по контролю, как правило, приводится пере- чень контролируемых параметров и частота выполнения работ по контролю. При этом предполагается, что газонефтедобывающие предприятия либо сами выполняют эти работы (в большинстве случаев частично), либо пользуются услугами других организаций. Численность и квалификация персонала газонефтедобывающего предприятия обычно не позволяет силами ЦНИЛов или ЦНИПРов выполнить все предусмотренные проектом исследования из-за многопрофильности запланированных работ. В целом для контроля за разработкой необходимо выполнение стандартных газогидродинамических исследований, газоконденсатных исследований в полевых и лабораторных условиях, геохими- ческих и промыслово-геофизических исследований, контрольных замеров давления, дебитов, температуры для отдельных скважин и технологических линий на УКПГ, а также многих других параметров.
Как правило, газоконденсатные исследования в лабораторных условиях выполняются работниками НИИ, промыслово-геофизические исследования специальными геофизическими организациями или партиями, а все остальные исследования – силами газонефтедобывающих предприятий.
Полученные результаты исследований и наблюдений анализируются и обобщаются проектировщиком; в зависимости от степени несоответствия фактических данных проектным вносятся коррективы в проект или (при значи- тельных их отклонениях) составляется новый проект разработки.
Оперативный контроль за разработкой залежи, выполняемый собственными силами добывающего предприятия, заключается в следующем:
наблюдении за состоянием фонда скважин различного назначения, за изменением во времени рабочих дебитов скважин, устьевых давлений и температур газа, коэффициентов à è â;
наблюдении за выносом воды, конденсата, твердых примесей, нефти (при наличии оторочки) при различных депрессиях;
изучении составов газа, конденсата, воды по скважинам и во времени; проведении регулярных газогидродинамических, газоконденсатных (в про-
мысловых условиях), гидрогеологических исследований в эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и нагнетательных скважинах;
наблюдении за изменением параметров шлейфов, коллекторов, технологи- ческих установок;
проведении работ по интенсификации; изучении состояния скважинного и промыслового оборудования;
наблюдении за состоянием КИП и систем автоматического измерения и регулирования отдельных параметров;
наблюдении за режимом работы сепарационных установок, систем регене-
843
рации ингибиторов и сорбентов, за расходами ингибиторов и ДЭГ, качеством подаваемого в магистральный газопровод газа, концентрацией регенерированных ингибиторов и сорбентов, их потерями, режимом теплообменников;
наблюдении за коррозией в основных узлах системы «скважина — начала газопровода»;
контроле за подаваемым в скважину и УКПГ количеством антигидратных, антикоррозионных и антисолевых ингибиторов;
наблюдении за состоянием забоя скважин, за положением ГНК и ГВК; наблюдении о возможных перетоках между пластами при значительной
неоднородности газонефтенасыщенных пропластков и наличии или отсутствии гидродинамической связи между ними;
наблюдении за входными параметрами ДКС; наблюдении за характером изменения пластового давления по толщине и
по площади залежи и текущих извлекаемых запасов газа (конденсата) в зависимости от ввода в разработку отдельных частей залежи и темпа отбора газа и нефти из этих участков;
изучении многих других параметров, фиксируемых на объектах промысла. Накопленная информация вместе с информацией, полученной в ходе лабораторных исследований в НИИ, а также в процессе промыслово-геофизичес- ких и специальных исследований, рассматривается геологическим отделом газонефтедобывающего предприятия и передается проектировщику для авторско-
го контроля за разработкой месторождения.
Непосредственные наблюдения значений контролируемых параметров и учет добываемой продукции персоналом добывающего предприятия в случае использования соответствующих требованиям Госгортехнадзора приборов и аппаратуры принимаются как достоверные и не требуют особых рекомендаций по выбранным методам их определения или измерения. Однако в перечне контролируемых параметров имеются такие, которые должны быть определены в соответствии с рекомендациями проекта, хотя в проектах рекомендации методи- ческого характера для определения отдельных параметров, как правило, отсутствуют.
Такие рекомендации в проектах должны быть по двум причинам:
1)для качественного определения контролируемых параметров;
2)для определения этих параметров методами, обеспечивающими охрану окружающей среды и природных ресурсов углеводородов.
Далее рекомендованы наиболее приемлемые методы контроля отдельных параметров и показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений.
10.8. ПРИМЕНЕНИЕ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
Промыслово-геофизическими методами исследования определяется значи- тельное число параметров, подлежащих контролю в процессе разработки. В проектах в разделе по контролю за разработкой обычно приводится только перечень параметров, а технология и методика их определения выбираются ис-
844
полнителем проекта разработки. В ряде случае из-за отсутствия конкретных рекомендаций методического характера исполнитель проекта выбирает методы, не обеспечивающие качественные результаты, используемые впоследствии для внесения в проект определенных коррективов.
Значительное число параметров, подлежащих контролю только промысло- во-геофизическими методами, могут быть определены с использованием:
электромагнитной локации муфт (ЛМ); электромагнитной дефектометрии многократных колонн (ЭМДК); барометрии (БМ); дифференциальной барометрии (БМГД); диэлектрической влагометрии (ВЛД); индукционной резистивиметрии (РС);
механической расходометрии жидкости (РМЖ); механической расходометрии газа (РМГ); термокондуктивной расходометрии жидкости (РТЖ); термокондуктивной расходометрии газа (РТГ); ультразвуковой расходометрии (РУЗ); термометрии (ТМ); дифференциальной термометрии (ТМГД);
канала температурной корректировки (ТК); шумометрии, или пассивной акустики (Ш-н); шумометрии высокочастотного канала (ШВЧ); шумометрии низкочастотного канала (ШНЧ); спектральной шумометрии (ШСП); локации движения вод (Э-п); спектральной локации движения вод (ЭСП); плотностометрии (ПЛ); гамма-каротажа (ГК); нейтрон-нейтронного каротажа (ННК);
нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКТ); нейтронного гамма-каротажа (НГК); импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК);
импульсного нейтронного гамма каротажа (ИНГК); кислородно-активационного нейтронного гамма-метода (КНАМ); микрокавернометрии.
Перечисленные методы в целом позволяют определить:
1)дефекты в колоннах и местах нахождения муфт;
2)распределение давления и градиента давления по стволу;
3)влажность газа;
4)расходы жидкости и газа (механическими и термокондуктивным мето-
äàìè);
5)распределение температуры и ее градиента по стволу;
6)профиль притока (термометрией, шумометрией);
7)движение вод (электромагнитным и спектральным методами);
8)изменения насыщения пор газом, нефтью и водой (радиоактивными ме-
тодами);
9)диаметр ствола;
10)плотность газа и газожидкостной смеси.
При выборе параметра, определяемого методами промысловой геофизики для контроля за разработкой, проектировщик должен исходить:
из важности определяемого параметра для контроля за разработкой и на-
845
личия возможности определить этот параметр другими, менее трудоемкими методами;
из трудностей использования промыслово-геофизических методов, связанных с необходимостью спуска глубинных приборов на кабеле в работающие газовые скважины с большим устьевым давлением и в условиях отсутствия соответствующих лубрикаторов.
Исходя из отмеченных особенностей проведения промыслово-геофизи- ческих исследований, при выборе метода определения перечисленных параметров следует максимально избежать проведения таких исследований. Наиболее важным среди перечисленных параметров, определяемых геофизическими исследованиями, являются: выяснение профиля притока в работающих скважинах одним из способов (или одновременно несколькими) термометрией, расходометрией (механической) шумометрией; локация движения вод электромагнитным или спектральным способом и определение насыщенности коллекторов газом, нефтью и водой радиоактивными методами, а также изучение техниче- ского состояния скважин.
Каждый из приведенных выше основных параметров, определяемых геофизическими методами исследования, позволяет вести наблюдения за ходом разработки месторождения. Следует подчеркнуть, что промыслово-геофизичес- кие исследования могут быть проведены на любой стадии разработки месторождений углеводородов. Эти методы являются основными при изучении и уточ- нении геологического строения залежи, оценке запасов газа, конденсата и нефти, продуктивности разреза, контроля за разработкой и оценки технического состояния скважин. В совокупности эти методы позволяют установить положение ГНК и ГВК и их изменение в процессе разработки, уточнить глубины залегания отдельных пропластков и определить их толщину, пористость, насыщенность, выделить границы интервалов и дебиты этих интервалов, установить эффективность работ по дополнительной перфорации, гидроразрыву, СКО и других видов интенсификации притоков, установить герметичность обсадных колонн и насосно-компрессорных труб, выявить места заколонного движения газа и жидкости и местонахождение газожидкостных разделов.
Комплекс геофизических исследований выбирается исходя из поставленных проектом разработки задач с учетом геологического строения залежи, конструкции скважин на данном месторождении и режима их эксплуатации. К настоящему времени предложен [2] унифицированный комплекс геофизических исследований, который принят в качестве стандартного (типового). В этот комплекс входят: электромагнитная локация муфт, гамма-каротаж, термометрия, барометрия, влагометрия, расходометрия (механическая и термокондуктивная), плотностометрия. Причем в зависимости от поставленной проектом задачи эти исследования могут быть выполнены на двух – пяти режимах работы скважины при различных депрессиях на пласт.
Однако следует подчеркнуть, что предложенный типовой комплекс геофизических исследований в большинстве случаев предусматривает лишнюю дополнительную работу. В частности, на газовых месторождениях и на газоконденсатных с незначительным содержанием конденсата (до 300 см3/ì3 газа) нет необходимости определять распределение давления, плотности и влажности газа по стволу, так же как и проводить работы по локации муфт и по распределению температуры газа по глубине, если при помощи термометрии не определяется профиль притока газа и жидкости к забою. Поэтому предложенный в проекте разработки комплекс геофизических исследований должен быть конкретизирован и обоснован. В ряде случаев типовой комплекс геофизических
846
исследований должен быть составлен с учетом особенностей проектируемого месторождения и исследуемой скважины.
В проекте разработки месторождения должны быть отражены условия применения геофизических исследований, задачи этих исследований с целью контроля за разработкой, их периодичность, распределение по площади залежи, по этажам продуктивного горизонта и типам скважин.
Особые сложности для геофизических исследований возникают при их проведении в горизонтальных скважинах. При необходимости проектировщик обязан предусмотреть особые конструкции скважин с соответствующим скважинным оборудованием, позволяющим выполнить специальные геофизические исследования в таких скважинах; например, скважины без перфорации колонны, с башмаком фонтанных труб выше контролируемых объектов и т.д.
Достоверность информации, получаемой промыслово-геофизическими исследованиями, зависит от физических основ этих методов, технологии проведения и интерпретации результатов проведенных исследований. Качество полу- чаемой информации может быть гарантировано при соблюдении определенных требований, изложенных в работах [24, 31, 97], а также в заводских инструкциях к геофизической аппаратуре.
Учитывая, что вопросы измерения давления и температуры газа и нефти по стволу с передачей результатов измерения по кабелю на наземную аппаратуру не представляют особой трудности и такие работы выполняются и при газогидродинамических исследованиях скважин, остановимся на возможностях специфичных геофизических исследований. Целью изложения основ специальных геофизических исследований является ориентирование проектировщика на выбор метода контроля некоторых параметров, прогнозируемых показателей разработки. Это связано с тем, что, как правило, проект составляется или возглавляется разработчиком, являющимся гидрогазодинамиком, а не геофизиком.
Гамма-каротаж (ГК). Этот метод используется для выделения обводняющихся интервалов и привязки к разрезу диаграмм других методов, оценки глинистости пород и введения поправок за влияние глинистости и естественной радиоактивности пород на показания нейтронных, акустических и других методов. Основой метода является регистрация гамма-излучения естественных радиоактивных элементов горных пород. Показания гамма-каротажа высокие в породах с повышенной радиоактивностью (глинах, калийных солях, глинистых
èполимиктовых песчаниках, битуминозных породах). При разработке нефтяных
èгазовых месторождений часто наблюдается многократное повышение во времени показаний гамма-каротажа против некоторых интервалов – радиогеохими- ческий эффект, связанный с обводнением пластов, а также с растворением конденсатом высокорадиоактивных битумов, выносом радия в скважину, сорбцией
его в цементном кольце. Для проверки качества диаграмм гамма-каротажа и других радиоактивных методов обязательна контрольная (повторная) регистрация диаграмм ГК в одном-двух интервалах, включающих опорные пласты (с минимальными и максимальными показаниями и одинаковыми скважинными условиями). При наличии интервалов с радиохимическим эффектом основная запись должна охватить и интервалы без такого эффекта. При повторных замерах желательно использование одинаковых масштабов показаний. Если гамма-каро- таж проводится в скважине с обсадной колонной, то применяются приборы ДРСТ-3 и СРК (диаметры приборов 90 мм, термостойкость до 120 °С, а баростойкость до 70 МПа). При проведении гамма-каротажа через насосно-компрес- сорные трубы используют приборы РКМ-4 и ТРС (диаметры приборов 42 мм, термостойкости соответственно 80 и 120 °С, а баростойкости до 35 и 60 МПа).
847