Гидродинамические исследования скважин как инструмент корректировки геологических данных и оценки влияния подстилающих вод на разработку пласта ПК1-3 восточно-мессояхского месторождения

10.04.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Well test as an adjustment tool for geological modelling and assessments of the impact of underlying waters for the development of the pk1-3 layer at Vostochno-Messoyakhskoye field

УДК 550.834.017

Д.А. Листойкин, А.А. Ридель, И.В. Коваленко, к.т.н.
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть – НТЦ»)

Электронный адрес: Kovalenko.IV@gazpromneft-ntc.ru 

Ключевые слова: высоковязкая нефть, слабоконсолидированный песчаник, контроль разработки месторождения, коэффициент извлечения нефти (КИН), горизонтальные скважины (ГС), диагностика и управление разработкой, гидродинамические исследования скважин (ГДИС), аквифер  

D.A. Listoykin, A.A. Ridel, I.V. Kovalenko
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

The paper presents the experience of well test results for geological and simulation models correction at the stages of exper- imental industrial exploitation and industrial exploitation of the heavy oilfield with a system with horizontal wells. The potential for each borehole can be influenced by the geological structure of the reservoir (boundaries, Facies, Water-Oil Contact, Gas-Oil Contact, etc.) and the perfection of technological completion (contamination of the bottom zone, lack of inflows from the hori- zontal segment, etc). An instrument to clarify the structure of the reservoir and the perfecting of the autopsy is the conduct of the well test. As a result of the studies carried out, the PK1-3 reservoirs were characterized by characteristics contrary to the standard approaches of the well test in horizontal wells [1.6]. The theoretical reasons for these features are discussed in the paper. The most important issue for decision-making on the further development of the deposit is the introduction of a reservoir-pressure system. The question of the need to introduce the injection wells or to work in elastic mode? In the case of pumping, drilling to the target well reservoir or to the water of the saturated power? At the initial stage of development, these issues are one of the main concerns in connection with the active drilling of the field and significant selection of the mining fund. Thus, the process of reducing pressure on the reservoir may lead to irreversible phase transitions associated with the allocation of gas. This article discusses a comprehensive assessment of the well test structure of the reservoir, an approach to estimating the aquifer. In the joint work of the wells, there is a parallel influence between the boreholes and the interference of the pressure through the well. In relation to the relationship and response value, the "total" capacity was calcu- lated and the areas with the greatest influence of the aquifer were identified, and the geological relationship of the neighbor- ing Wells was refined. Similarly, the rate of pressure drop in the work of the aquifers has been calculated and conclusions reached. A conceptual strategy has been developed for reservoirs of similar abundance in order to reduce prematurely the risks of reduced reservoir pressure

Keywords: high-viscosity oil, unconsolidated sandstones, field development control, oil recovery coefficient, horizon- tal wells, diagnostics and development management, well test analysis, aquifer

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-52-57

Введение

Выбор оптимальной системы разработки для объектов со сложным геологическим строением зависит от множества факторов, знание которых помогает принимать корректные решения. Это в дальнейшем отражается на темпах добычи нефти на протяжении всего периода разработки объекта, а также на коэффициенте извлечения нефти (КИН). Для объекта разработки ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения актуальными факторами явились влияние подошвенных вод на разработку пласта и его латеральная связанность.

Для всей толщины пласта ПК1-3 характерно отсутствие регионально выдержанных мощных глинистых пластов, вследствие чего отложения представляют собой единую геолого-гидродинамическую систему по многим участкам, относящимся к литогенетическим типам прибрежно-морских фаций. Залежь газонефтяная, массивная, осложнена тектоническими нарушениями, залегает в сложно переслаивающейся толще высокопористых песчаников, алевролитов и аргиллитов покурской свиты.

Классическим подходом к разработке таких залежей нефти является бурение протяженных горизонтальных скважин (ГС). При этом, как правило, разработка нефтяных оторочек осложнена прорывами газа и воды. Важными вопросами при принятии решений, касающихся разработки месторождения, являются вопросы о необходимости внедрения системы поддержания пластового давления (ППД) и продолжительности периода отработки скважин. В данных условиях получение информации о работе пласта, контроль разработки и управление ею – актуальные и в то же время сложные задачи.

В статье рассматривается применимость результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин (ГДИС) для выявления и дифференцирования геологических особенностей пласта ПК1-3, связанных с водоносным горизонтом на различных участках при разработке Восточно-Мессояхского месторождения. Полученные результаты помогли не только актуализировать текущую геолого-гидродинамическую модель, но и оказали влияние на принятие решений по выбору оптимальной системы разработки и сроках внедрения системы ППД.

Гидродинамические исследования как инструмент уточнения геологических особенностей пласта 

Комплексирование данных различных методов ГДИС дает возможность определить наличие или отсутствие влияния подошвенных вод на фильтрацию флюида к стволу ГС. Целевой пласт ПК1-3 разбит на три циклита А, B, С (рис. 1): А – малоизучен, преимущественно газонасыщенная зона, В – пойменная часть, подгазовая зона, С – русловая часть, первоочередной объект разработки, высокопроницаемая нефтенасыщенная толща, находящаяся рядом с водонефтяным контактом (ВНК). Предполагается, что циклит С сообщается с ВНК, циклит В преимущественно изолирован глинистой перемычкой от циклита С. При обработке данных ГДИС и работы скважин были выявлены следующие проблемы.

1. Практически во всех пробуренных ГС отсутствуют продолжительные линейные потоки. После 10 ч остановки скважины производная давления выходит на полку радиального режима течения, который продолжается до 1000 ч [1]. С точки зрения классического подхода к интерпретации данных ГДИС это свидетельствует о том, что основная часть ствола не вовлечена в работу. Для получения полного объема данных в ряде скважин были проведены промылово-геофизические исследования (ПГИ) [2], которые в свою очередь показали, что работает значительная часть ствола.

Рис. 1. Геологический разрез пласта ПК1-3

2. В некоторых скважинах был получен приток воды, связанный с конусообразованием, из нижних водонасыщенных пластов. Обводненность резко возрастает до 99 , на диагностическом графике наблюдается падение производной давления – образование сферического режима течения [3].

3. По ряду скважин было диагностировано негативное влияние газа. При записи кривой восстановления давления (КВД) скважина периодически восстанавливается до начального и до аномально высокого давлений. Основной причиной принято считать эффект от высокой подвески манометра. Манометр после остановки скважины для снятия КВД находится либо в жидкой, либо в газообразной фазе. Выделившийся после разгазирования газ передавливает нефть под электроцентробежный насос (ЭЦН) и на начальном этапе искажает КВД.

Основой для понимания геологического строения пласта послужило гидропрослушивание. Во время остановки одной из скважин для записи КВД ввели в эксплуататцию вновь пробуренную соседнюю скважину, расположенную в 150 м от рассматриваемой. Реакция на запуск была получена в течение короткого времени (рис. 2). На скорость наступления реакции влияет пьезопроводность пласта


где R – расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, м; t1 – время между первым и вторым изменением дебита возмущающей скважины, с; t2 – время запаздывания сигнала (tmax – t1); tmax – время с момента первого изменения дебита (возможная остановка нагнетательной скважины) до момента регистрации возмущения в наблюдательной скважине; k – проницаемость пласта, мкм2; μ – вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с; β* – коэффициент упругоемкости пласта, 10 МПа.

Амплитуда создаваемого импульса зависит от гидропроводности


где x0 = R2/4tmax; x1 = R2/4t2; Ei(-x) – интегрально показательная функция аргумента х;

Δpmax – максимальное изменение давления в реагирующей скважине, Па; h – эффективная толщина пласта, м.

Зная время наступления реакции и величину амплитуды, можно из уравнения (1) получить значение проницаемости


а из уравнения (2) – значение эффективной толщины [4]


По отклонению, полученному в скв. 601Г и 1601Г, используя приведенные уравнения,

Рис. 2. Изменение забойного давления и дебита жидкости в скв. 601Г и 1601Г

была рассчитана эффективная толщина, которая варьировалась от 100 до 120 м, что значительно больше нефтенасыщенной толщины пласта, полученной по геологической модели. Аналогичный расчет был выполнен по данным всех скважин, где было диагностировано взаимовлияние. Дополнительно проводилось сопоставление фактических данных с расчетами на секторной модели при различной толщине пласта. С использованием полученных данных была построена карта общей толщины по результатам гидропрослушивания (рис. 3). Эта карта была наложена на карту глинистой перемычки циклита С и аквифера, что позволило сделать вывод: с уменьшением глинистой перемычки толщина пласта, определенная по гидропрослушиванию, увеличивается.

Общая толщина рассчитывалась как толщина пласта, переведенная в нефтяной эквивалент, при работе которой должно произойти такое же изменение давления в реагирующей на создание аналогичного импульса скважине. После однозначного определения влияния подстилающей воды (значительная толщина по данным гидропрослушивания, обводнение скважин) вернулись к вопросу отсутствия продолжительного режима течения при исследованиях ГС. Просчитан вариант остановки скважины для снятия КВД при работе не только нефтенасыщенного пласта, но и водонасыщенной части. В этом случае создаваемый отклик от непроницаемой границы, которой является подошва, диагностируется на достаточно поздних временах либо совсем не диагностируется. В итоге ошибка возникает не только в определении эффективной длины ствола, но и в определении проницаемости. Однако в некоторых скважинах были получены достаточно продолжительные линейные потоки. Данные скважины были разделены на две группы: вскрывшие циклит В и вскрывшие циклит С. Линейный поток в скважинах циклита В обусловлен работой горизонтального ствола, так как сам циклит гидродинамически не связан с водоносным горизонтом, и отклик давления на кровлю и подошву диагностируется линейным течением на производной давления. В скважинах циклита С продолжительные линейные течения более 100 ч могут характеризовать тектонические нарушения в пласте, а не отклики от кровли и подошвы. Данные скважины с большей долей вероятности быстро обводняются за счет движения воды по тектоническим разломам.

Был также проведен анализ геолого-гидродинамической связанности скважин, вводимых в эксплуатацию на объекте, который более чем в половине случаев показал отсутствие связи. Построенные по полученным результатам карты позволили уточнить геологические особенности пласта в зоне отборов.

Рис. 3. Карта толщины пласта по данным гидропрослушивания


Рис. 4. Карта когерентности. Гидродинамическая связь между скважинами, вводимыми в эксплуатацию 

Влияние подстилающих вод на темпы падения пластового давления

После получения данных и построения карты общей толщины пласта остался открытым вопрос ввода закачки при работе мощной подстилающей пачки, которая должна компенсировать текущие отборы на начальном этапе разработки. На секторной модели проведен расчет на сетке скважин с типовым размещением для циклита С – 150 м между скважинами [5, 6]. Заложен рост подвижности с глубиной – для воды в 30 раз больше (рис. 4).

Результаты расчета показали, что при толщине работающего пласта 120 м и среднем отборе 50 м3/сут темп падения пластового давления на участке составляет 2,9 МПа/год. Это означает, что необходимо вводить нагнетательные скважины в первый год работы фонда скважин.

По данным, полученным на секторной модели (рис. 5), был построен диагностический график КВД (рис. 6), который идентичен аналитическому и имеет сходство с фактическими данными.


Рис. 5. Секторная модель типового участка разработки толщиной 120 м

Дополнительно по результатам исследований скважин было определено, что помимо мощной водоносной подстилающей пачки имеется латеральная поддержка водоносного горизонта, что означает работу более одного года без ввода нагнетательных скважин. Длительный мониторинг работы скважин на гидродинамической модели подтвердил участие в фильтрации дополнительной нижележащей водоносной толщины 150–200 м и влияние горизонтального водоносного горизонта.

Рис. 6. Диагностический график модельной (а) и фактической (б) КВД

Выводы

1. Изучение и правильное понимание причин темпов падения давления на Восточно-Мессояхском месторождении дало возможность увеличить время отработки скважин до перевода в систему ППД от 6 до 12 мес.

2. Рекомендуется наиболее обводненные скважины переводить в систему ППД для компенсации давления через нижележащие подошвенные воды.

3. В скважинах, вскрывших циклит В, необходима закачка жидкости нагнетания на низких репрессиях для обеспечения латерального заводнения и минимизации языковых прорывов воды.

4. Составленная концептуальная схема проведения гидродинамических исследований горизонтальных скважин позволяет определить геологические особенности строения пласта на стадии опытно-промышленных работ и принимать решения по вводу системы ППД. 

Список литературы

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Долговременный мониторинг промысловых параметров как направление развития современных ГДИС // Инженерная практика. – 2012. – № 9. – С. 4–8.

2. Комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований на примере нефтегазоконденсатного месторождения ПАО «Газпром нефть» / Д.Ю. Баженов, А.А. Ридель, Д.А. Листойкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – C. 52–55.

3. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Мангазеев. – Томск: ЦППС НД ТПУ, 2009. – C. 240.

4. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин. –М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 476 с.

5. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей // М.-Ижевск: ИНститут компьютерных исследований, 2012. – 894 с.

6. Анализ взаимовлияния скважин по результатам мониторинга на основе секторного моделирования / Д.Н. Гуляев, В.В. Кокурина, В.Н. Кричевский, С.И. Мельников // Нефтяное хозяйствo. – 2012. – № 12. – C. 82–85.

References

1. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Long-term monitoring of field parameters as a signed development direction of modern well test (In Russ.), Inzhenernaya praktika, 2012, no. 9, pp. 4–8.

2. Bazhenov D.Yu., Ridel' A.A., Listoykin D.A. et al., Integration of the results of well test analysis and production log tests studies on the example of an oilgas-condensate field of Gazprom Neft PJSC (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 12, pp. 52–55.

3. Deeva T.A., Kamartdinov M.R., Kulagina T.E., Mangazeev P.V., Gidrodinamicheskie issledovaniya skvazhin: analiz i interpretatsiya dannykh (Hydrodynamic studies of wells: analysis and interpretation of data), Tomsk: Publ. of TPU, 2009, pp. 240.

4. Earlougher R.C. Jr., Advances in well test analysis, SPE Monograph Series, 1977, V. 5, 264 p.

5. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Gulyaev D.N., Informatsionnoe obespechenie I tekhnologii gidrodinamicheskogo modelirovaniya neftyanykh i gazovykh zalezhey (Information support and technologies of hydrodynamic modeling of oil and gas deposits), Moscow Izhevsk: Publ. of Institute of Computer Science, 2012, 894 p.

6. Gulyaev D.N., Kokurina V.V., Krichevskiy V.N., Mel’nikov S.I. et al., Wells interference determination by permanent down-hole monitoring on base of sector modeling (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2012, no. 12, pp. 82–85.


Авторы статьи:  Д.А. Листойкин, А.А. Ридель, И.В. Коваленко, к.т.н.
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть – НТЦ»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку