Лабораторный практикум по курсу "Геофизические и гидродинамические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений"

Федеральное агентство по образованию РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. акад. И.М.ГУБКИНА ____________________________________________________________________ КАФЕДРА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ

ИПАТОВ А.И., ИЗВЕКОВ Б.И., КРЕМЕНЕЦКИЙ М.И., МАРЬЕНКО Н.Н.

ЛАБОРАТОРНЫЙ ПРАКТИКУМ

по курсу “ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ”

для студентов специальности 130202- Геофизические методы исследования скважин 130304 - Геология нефти и газа (в части Нефтегазопромысловая геология)

Москва 2009 г.

С О Д Е Р Ж А Н И Е

Введение

3

Работа 1. Количественная оценка коэффициентов текущей и ос-

4

таточной нефтегазонасыщенности по данным электрометрии в добуриваемых скважинах Работа 2. Определение характера выработки в газоносных кол-

13

лекторах по данным временных замеров стационарного нейтронного метода Работа 3. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности

18

коллекторов по данным импульсного нейтронного метода Работа 4. Исследования нефтяных скважин импульсным ней-

19

тронным методом с закачкой меченого вещества Работа 5. Определение аппаратурного коэффициента механиче-

30

ского расходомера и оценка профиля притока Работа 6. Оценка состава заполнителя ствола скважины по баро-

33

грамме Работа 7. Определение пластового давления по кривым восста-

37

новления давления (КВД) Литература

42

ПРИЛОЖЕНИЕ. Примеры планшетов для самостоятельной под-

43

готовки к контрольной работе по интерпретации комплекса ПГИ (промыслово-геофизических исследований) в добывающих и нагнетательных скважинах

Введение Настоящий практикум впервые составлен в 1997 году и переработан в 2009 году в соответствии с программой курса специальной дисциплины “Геофизические и гидродинамические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений”, читаемого в РГУ НГ им. И.М.Губкина для студентов кафедр промысловой геофизики и промысловой геологии, специализирующихся по методам ГИС и промыслово-геофизическому контролю разработки месторождений нефти и газа. В настоящее время геофизические и промысловые гидродинамические исследования в процессе эксплуатации скважин выделились в самостоятельное направлениеконтроля разработки месторождений. При промыслово-геофизическом контроле разработки месторождений нефти и газа решается широкий круг задач, которые требуют последовательной детальной проработки ряда аспектов, связанных с определением многочисленных геолого-эксплуатационных параметров в пластах и в скважинах. Задача лабораторных и практических работ - ознакомить студентов с некоторыми методами и технологиями ГИС-Контроля, с особенностями технологий скважинных замеров, привить студентам творческие навыки в анализе результатов исследований скважин. Практикум составлен преподавателями и научными сотрудниками кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина: Извековым Б.И.; Марьенко Н.Н.; Ипатовым А.И.; Кременецким М.И. Общая редакция - профессора Ипатова А.И.

Лабораторная работа 1 Количественная оценка коэффициентов текущей и остаточной нефтегазонасыщенности по данным электрометрии в добуриваемых скважинах Цель - Познакомить студентов с возможностями и особенностями использования методов ГИС (электрометрии и ПС) во вновь пробуренных скважинах на уже находящихся в разработке участках нефтяного месторождении, в условиях его частичного обводнения (закачиваемыми водами) для определения текущей и остаточной нефтегазонасыщенности, а также помочь им приобрести практические навыки количественной интерпретации соответствующих геофизических данных. Задание: Порядок проведения работы, представление и анализ результатов 1) Используя комплекс методов ГИС, диаграммы которых приведены на рис. 1.1, необходимо выделить продуктивные пласты, вовлеченные в разработку (обводняющиеся), а также количественно оценить коэффициенты текущей нефтенасыщенности. Известно, что: • удельное сопротивление пластовой воды ρв при температуре пласта 0.11 Ом⋅м, • средняя минерализация вытесняющей воды уточняется по зависимости: Св=f(ρв) (рис.1.2), • удельное сопротивление бурового раствора при нормальных условиях ρф = 1.7 Ом⋅м, • диффузионно-адсорбционная активность глин AДА,ГЛ по данным лабораторных исследований (в нормальных условиях) составила 65 мВ,

• коэффициенты пористости пластов: БВ08 -24%, БВ18 -22%, БВ28 -24% . Решение задачи должно проводиться с кратким описанием необходимых операций, результаты предлагается последовательно занести в табл. 11. На основании результатов определений обязательно должны быть сформулированы основные выводы. 2) Определение величины ΔUПС восстановленной амплитуды ПС может проводиться по зависимости ΔUПС=22⋅Jγ-178, где UПС выражена в мВ, а показания Jγ гамма-метода - в мкР/ч. Если значение расчетной ΔUПС и наблюденной ΔUПС,ОБ - расходятся, то по (1.4) при известных AДА,ГЛ, ρф, ρв находят AДА,П. Следует учесть, что в значения AДА,ГЛ, ρф по известным палеточным зависимостям (рис.1.3 [1]) требуется ввести поправки за текущую температуру t (снимается с термограммы на рис.1.1). Решая уравнение (1.3) при известных параметрах определяется ρсм. 3) Показания метода ПС в обводненных пластах должны определяться в соответствии с масштабом кривой, с учетом высказанных ниже рекомендаций по определению линии глин (индивидуально для каждого пропластка). 4) Удельное сопротивление ρнп,об пластов предлагается определять по диаграмме индукционного метода (с учетом размерности метода и типа измерительного зонда «6Ф1» - рис.1.4 [1]).

5

Рис.1.1 Результаты ГИС во вновь пробуренной скважине (скв.10391, Самотлорское месторождение, продуктивный интервал БВ-8) 6

Рис.1.2 Зависимость удельного электрического сопротивления раствора хлористого натрия от его концентрации (1) и плотности (при 20оС) (2). Шифр кривых - температура оС 6) Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности Кн,т=1-Кв,т должно проводиться через параметр насыщения РН (см. рис.1.6) с учетом соответствующих значений ρсм (в г/л (1.1)). Таблица 1-1 N

интер-

N

вал

1

2

КП 3

ρик ΔUПС,ОБ Jγ ΔUПС ρсм РП ρвп,об 4

5

6

7

8

9

10

РН

КН,Т

11

12

Основные положения методики [2-3]: 7

По данным электрометрии в открытом стволе скважины определяют коэффициент нефтенасыщения КН,Т в нефтенасыщенном коллекторе, коэффициент газонасыщения КГ,Т в газонасыщенном коллекторе и коэффициент нефтегазонасыщения КНГ,Т в коллекторе, который одновременно содержит газ и нефть. Методика интерпретации результатов не отличается от методики оценки первоначального коэффициента нефтегазонасыщения, т.е. искомые коэффициенты находят через параметр насыщения: РН = ρнп,об / ρвп,об = f(КНГ,Т)

(1.1)

где: ρвп,об - удельное электрическое сопротивление обводненного продуктивного пласта, ρнп,об - удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100% насыщенности порового пространства смесью пластовой воды с нагнетаемой водой.

Рис.1.3 Зависимость удельного электрического сопротивления фильтрата ПЖ ρр от сопротивления ПЖ ρф при плотности раствора менее 1.3 г/см3 (шифр кривых – температура, оС) и поправки µ=ρф /ρр за плотность σр для утяжеленных глинистых растворов при содержании, %: 1 – 90 барита, 2 – 60 барита и 70 гематита, 3 – 40 барита или 46 гематита, 4 – 20 барита или 23 гематита, 5 – 100 глины. 8

Рис.1.4 Палетка для определения исправленных за скин-эффект показаний индукционных зондов σк по регистрируемым значениям ρк

9

Рис.1.5 Палеточная зависимость Рп от Кп при разной минерализации насыщающих вод (г/л) ρв

Рис.1.6 Палеточная зависимость Рн от Кв-т . Шифр - минерализация насыщающих вод (г/л) ρсм При этом следует иметь в виду, что минерализация электропроводящего флюида (следовательно, и величина его удельного электрического сопротивления ρсм) в поровом пространстве обводненного пласта изменяется в процессе разработки месторождения. Это затрудняет определение удельного электрического сопротивления смеси ρсм. Удельного электрического сопротивления смеси пластовой и нагнетаемой вод может быть определено двумя способами. Один из способов предполагает использование двух кривых ПС, зарегистрированных с глинистыми растворами, удельное сопротивление фильтратов которых различается не менее, чем в 5 раз. Однако такой спо10

соб определения ρсм связан с определенными техническими трудностями, расходом средств и времени на приготовление и смену двух промывочных жидкостей разной минерализации и последующее проведение двух замеров кривой потенциалов ПС. Поэтому этот способ не может быть широко использован на производстве. Предпочтительно применять другой способ оценки сопротивления ρсм, сущность которого состоит в следующем. В случае отсутствия прорыва нагнетаемых вод амплитуда ПС против изучаемого пласта: ΔUПС = - (AДА,ГЛ - AДА,П) ⋅ lg(ρф/ρв) = - КПС ⋅ lg(ρф/ρв)

(1.2)

где: AДА,ГЛ и AДА,П - диффузионно-адсорбционные активности соответственно вмещающих глин и горных пород; ρф и ρв - удельные электрические сопротивления фильтрата промывочной жидкости и пластовой воды. Против обводненного по всей толщине пласта амплитуда ПС может быть рассчитана как сумма скачков потенциалов на границах скважинаглина и пласт-скважина: ΔUПС,ОБ=-[AДА,ГЛ⋅lg(ρф/ρв)+(AДА,ГЛ-ДА,П)⋅lg(ρв/ρсм)+AДА,П⋅lg(ρсм/ρф)]

(1.3)

Решая это уравнение можно определить удельное сопротивление смеси пластовой и нагнетаемой вод ρсм, для чего необходимо знать величины параметров, входящих в это уравнение. Аномалия ПС ΔUПС,ОБ снимается с диаграммы потенциалов собственной поляризации. При этом следует иметь в виду, что при более интенсивном обводнении кровли (или подошвы) пласта происходит смещение линии глин выше кровли (ниже подошвы) в сторону отрицательных значений потенциала. В этом случае снятие показаний ΔUПС,ОБ для кровельной части проводится от линии глин выше пласта, а для подошвенной части - ниже пласта. Удельное сопротивление пластовой воды ρв определяется по результатам химического анализа проб, а фильтрата ρф - по удельному со-

11

противлению бурового раствора с введением при необходимости поправки за температуру пласта. Диффузионно-адсорбционная активность АДА,ГЛ может быть установлена по результатам лабораторных исследований образцов глин с учетом поправки за пластовую температуру (273+tпл)/291. В отличие от АДА,ГЛ, которая для глин конкретного возраста и минерального состава практически не меняется, диффузионно-адсорбционная активность пластовколлекторов АДА,П обычно резко меняется в зависимости от глинистости коллекторов и других факторов, поэтому данные лабораторных определений АДА,П не могут быть использованы для количественной интерпретации кривых метода ПС. В связи с этим предлагается определять значение АДА,П по восстановленной первоначальной величине амплитуды потенциалов ПС ΔUПС против рассматриваемого обводненного пласта при условии, если пласт не обводнен нагнетаемыми водами, т.е. из: AДА,П = AДА,ГЛ + (ΔUПС / lg(ρф/ρв))

(1.4)

Первоначальная (до обводнения) величина амплитуды ПС может быть определена с помощью геофизического параметра, показания которого практически не зависят от типа насыщающего флюида и от минерализации насыщающих вод, но в то же время однозначно связаны с величинами потенциалов ПС. Таким параметром может служить показание гаммаметода в случае отсутствия радиогеохимического эффекта. Предварительно проверяется наличие статистической связи показаний ПС и ГМ для пластов коллекторов в необводнившейся продуктивной части разреза с постоянным веществом скелета и глинистого материала. Если такая связь существует, и она значима, то определив показания ГМ для изучаемого пласта, далее по зависимости ГМ и ПС определяют показания ПС для необводнившегося пласта.

12

Сопоставление величины восстановленной амплитуды ПС ΔUПС с наблюденной ΔUПС,ОБ (исправленной с учетом факторов, искажающих амплитуду ПС), может служить критерием наличия или отсутствия обводнения рассматриваемого пласта. При неравенстве этих значений определяется AДА,П по формуле для ΔUПС. Далее по формуле для ΔUПС,ОБ находится удельное сопротивление ρсм. Для дальнейшего определения коэффициентов текущей нефтегазонасыщенности необходимо знать значения КП, РП и РН для интерпретируемого пласта. Коэффициент пористости КП определяется способами, выбранными в соответствии с геологическими особенностями разреза и с применяемым комплексом ГИС. При определении параметра пористости РП обводненных пластов необходимо учитывать влияние КП, ρсм и коэффициента

глинистости

КГЛ

путем

использования

зависимостей

РП=f(КП,ρсм,КГЛ), полученных экспериментально или расчетным путем при различных значениях КП, ρсм, КГЛ для конкретных отложений. Тогда сопротивление пласта при 100% насыщенности порового пространства смесью пластовой воды с нагнетаемой водой можно рассчитать как: ρвп,об = РП ⋅ ρсм

(1.5)

При выборе зависимостей параметра насыщения РН от коэффициента текущей нефтенасыщенности необходимо руководствоваться теми же соображениями, что и при расчете параметра пористости. Зависимость РН=f(КН.Т) необходимо строить для различных значений ρсм.

Лабораторная работа 2 Определение характера выработки в газоносных коллекторах по данным временных замеров стационарного нейтронного метода (СНК)

13

Цель - Познакомить студентов с возможностями технологии временных замеров нейтронного метода (каротажа) для изучения динамики выработки газоносных коллекторов, а также помочь им приобрести практические навыки интерпретации соответствующих геофизических данных с определением двойного разностного параметра. Основные положения методики [2-4]: Временные (обычно с периодичностью 0.5-1 год) исследования нейтронными методами, включая стационарные модификации (СНК), позволяют не только выделить интервалы продуктивных коллекторов на фоне глинистных и плотных включений, но и оценить в динамике характер изменения насыщенности в ближней зоне пластов с низким водородосодержанием. Низким водородным индексом на фоне повышенных значений водородосодержания у глинистых разностей и нефте- или водонасыщенных коллекторов обладают обычно газоносные толщи (благодаря пониженной плотности газовых смесей в условиях низких или средних пластовых давлений). Такие пласты характеризуются повышенными показаниями НК, так как шкалы интенсивности показаний нейтронных методов и водородосодержания – обратные (для условия пресных вод). При этом следует учитывать, что в начальный период после строительства скважины вследствие образования в коллекторах протяженных зон проникновения (ЗП) глинистого раствора (обычно он бывает на водной основе) показания методов нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НК-т) или нейтронного гамма каротажа (НГК) могут быть пониженными (до уровня коллекторов, насыщенных жидкой фазой). В процессе расформирования ЗП показания НК растут благодаря вытеснению газом из ближней зоны буровой жидкости, тенденция роста показаний может быть отмечена на повторных замерах НГК (по сравнению с фоновой записью, зафик-

14

сированной в процессе бурения ствола). После окончательного расформирования ЗП (обычно через 3-9 месяцев) показания НГК стабилизируются и могут лишь крайне слабо изменяться (расти) в связи со снижением пластового давления при разработке пласта. В случае обводнения газоносных толщин (мы рассматриваем только случай с пресными или низкоминерализованными водами) водородосодержание постепенно растет, а показания НГК снова снижаются. Таким образом, характерные временные изменения нормированных (т.е. масштабированных) записей НГК позволяют в газоносных коллекторах изучить и количественно оценить процессы расформирования ЗП и обводнения. Для количественной оценки указанных процессов применяют двойной разностный параметр: Δ’ = (Jх’ – Jmin) / (Jmax – Jmin)

(2.1)

Так как речь идет в данной задаче лишь о разделении газнасыщенных и водонасыщенных (обводненных) коллекторов по водородосодержанию (эффект рассеивания (или замедления) тепловых нейтронов на атомах водорода) - без учета эффекта поглощения тепловых нейтронов молекулами хлора (т.е. без учета минерализации вод), то для ее решения вполне хватает информативности СНК (НК-т и НГК). Глубинность исследования данными методами (в зависимости от длины применяемых зондов) – первые десятки см, поэтому количественные оценки изменения насыщения (обводнения) пласта возможны только по завершению процесса расформирования ЗП. При интерпретации временных замеров (Jх’, Jх”, Jх”’ и др.) стационарных методов НК (в настоящей работе рассматривается НГК) в качестве опорных значений выделяют глины (минимальные показания Jmin) и плотные разности (максимальные показания Jmax). Высокие показания могут быть зафиксированы также в газонасыщенных пластах, но в отличие от плотных известняков или доломитов эти аномалии во времени могут заметно изменяться. Необходимость нормировки показаний временных за-

15

меров НК связана с тем, что интенсивность применяемых при исследованиях ампульных стационарных источников быстрых нейтронов во времени меняется и соответственно масштаб записей, разнесенных во времени или выполненных различной геофизической аппаратурой – не постоянна величина, фиксируемая лишь в «условных единицах». Поэтому для увязки разновременных записей между собой требуется их нормировка. Задание: 1. Снять с планшета (выдается преподавателем на занятиях дополнительно) показания НГК (в условных единицах) для фоновой кривой и для последующих временных замеров. Предварительно выполнить разбивку разреза (месторождения Газли) на опорные и газонасыщенные пласты (интервалы). Количество опорных интервалов – не менее 10 (включая как глины, так и плотные разности). Количество продуктивных газонасыщенных интервалов – не менее 15. Обосновать (кратко письменно) выделение каждого опорного пласта, привлекая данные других методов (ГК, кавернометрия). 2. Заполнив таблицу результатов для выделенных интервалов со снятыми (индивидуально каждым студентом) отсчетами (нумерацию интервалов выполнять сверху вниз), провести расчеты двойных разностных параметров: Δ’, Δ’’и Δ’’’ между отсчетами для первой, второй, второй и третьей дат замеров (Jх’ , Jх” и Jх”’). 3. Построить кросс-плоты зависимостей (желательно с помощью компьютера), нанеся на каждый кросс-плот попарно рассчитанные значения двойных разностных параметров Δ’, Δ’’и Δ’’’ и обязательно обозначив на графике соответствующие точки интервалов под их № из таблицы результатов. Красным цветом обвести точки, соответствующие опорным глинам, синим – опорным плотным разностям. 16

4. Рассчитать (по методу наименьших квадратов) и показать на графике тренд для всех точек опорных пластов, а также «коридор» ±2σ (± две дисперсии), для которого возможен статистический разброс измеренных отсчетов в ту, или иную сторону. Для интервалов, где за указанный период времени не происходит изменения насыщения (т.е. таких явлений, как расформирование ЗП или обводнение) точки должны лечь в ограниченную наклонными линиями область, в случае изменения насыщения пластов – точки «выпадут» вверх или вниз от обозначенного статистического «коридора». 5. По точкам (номерам интервалов), соответствующим временным изменениям насыщения пластов – дать характеристику наблюдаемых процессов (т.е. пояснить и обосновать, где фиксируется расформирование ЗП, а где начался процесс обводнения). 6. Все полученные по данной работе результаты (номера интервалов, отсчеты показаний Jх, рассчитанные двойные разностные параметры Δ, характеристики насыщения выделенных интервалов) оформить в виде итоговой таблицы, приложением к которой должны являться два кросс-плота с обозначенными на них номерами точек (интервалов), а также построеныыми на графике трендовыми линиями ±2σ.

Лабораторная работа 3

17

Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности коллекторов по данным импульсного нейтронного метода

Цель - Познакомить студентов со способом расчета коэффициента текущей нефте- и газонасыщенности пластов по результатам исследований импульсным нейтронным методом (ИНК) и с введением поправки за пористость (например, оцениваемую по данным метода НК-нт). Задание: 1) Рассчитать значения временного декремента в пластах 1-15 (см. табл. 3-1) по измеренным скоростям счета плотности тепловых нейтронов на временных задержках 800-2000 мкс, уточнить характер насыщения в пластах, где оно не известно. 2) Построить график для водонефтяной среды λп=f(Кп, Кнв), по оси Х отложить значения Кп , по оси У – декремент затухания нейтронов, шифр кривых – Кн . Рассчитать и обозначить на графике значение декремента для скелета (λск), Указать на графике расчетные линии с Кв=1 и Кн =1 [24]. 3) Определить значения Кн=(1-Кв) для пластов: а) графическим способом, пользуясь расчетными линиями равных значений Кн = 0.2; 0.4; 0.6; 0.8 (показать на графике λп=f(Кп, Кнв) пунктиром); б) расчетным способом по уравнению: λп = λск(1-Кп) + Кп( λн К н + λв(1-К н ))

(3.1)

в) сравнить показания, полученные по п.а) и п.б), оценить относительную погрешность оценки параметра Кн графическим способом.

18

Повторить всю работу по п.2,3 (с повторным заполнением таблицы 3-1 и пострением графика) для газоводяной среды: λп=f(Кп, Кгв) и уравнения λп = λск(1-Кп) + Кп( λг К г + λв(1-К г ))

(3.2)

4) Заполнить два варианта таблицы 3-1 (для оценок Кнг и К,г), указать насыщение тех интервалов, где оно не было известно изначально; для остальных интервалов - сделать уточнение насыщения пластов При расчетах принять следующие значения констант: λв = λводы =25.0 мс-1 λн = λнефти =5.0 мс-1 λг = λгаза = 1.67 мс-1 λдол = λдоломит =1.04 мс-1 λизв = λизвестняк =1.59 мс-1 Лабораторная работа 4 Исследования нефтяных скважин импульсным нейтронным методом с закачкой меченного вещества Цель - Познакомить студентов с основами Методики применения импульсного нейтронного метода (ИНК) с закачкой в пласт меченного вещества (МВ) для изучения свойств прискважинной части продуктивного пласта и оценки коэффициента вытеснения и остаточного нефтенасыщения. В качестве МВ обычно используются солевые растворы (NaCl), обладающие аномально высокими нейтроннопоглощающими свойствами (по хлору). Принципиально новые возможности данной методики появились в результате широкого освоения производством импульсного нейтронного каротажа (ИНК), на основе которого и была разработана модификация с

19

Таблица 3-1 N ЛитоN логип/ ческий п Состав 1 Ангидрит 2 Известняк 3 Известняк 4 Известняк 5 Известняк + Долом.(0.5)

Кп, Скорости счета на задерж- Дек- Кн,г Кн,г Характер ре- % отн % насыщеках, мкс мен рас- грания .ед. (имп/мин) чет фик пласта J1 J2 J3 J4 т мс 1 800 1200 1600 2000 0.01 12500 3980 1270 400 ? 0.15 94300 32670 11320 3920

газ

0.20 90600 32800 11880 4300

газ

0.10 85600 28320

9370 3100

газ

0.10 49600 18330

6770 2500

газ

6 Извест- 0.18 38000 12000 няк + Долом.(0.5)

3800 1200

газ

7 Известняк 8 Известняк 9 Известняк 10 Известняк 11 Известняк 12 Известняк 13 Известняк 14 Известняк 15 Известняк

750

газ

0.18 48000 6000

90

0.02280000122800 54000 23630 900

?

0.22 42900 11840

3260

0.08 63600 15900

3980 1000

?

0.12 40800 7020

1220

?

208

0.02200000 83700 35000 14650 5 0.04160000 58200 21000 7680

нефть

? ?

0.20 18500 1500

123

10

вода

0.15 36500 4750

620

80

вода

20

меченным веществом (МВ). Методика (МНМВ) применима в условиях перфорированных пластов, обводненных закачиваемыми пресными или низкоминерализованными водами (что очень типично для большинства нефтяных месторождений Западной Сибири). Задание - Обработать результаты исследования ИНГК с закачкой солевого раствора с фиксированной плотностью (МВ): • Опишите наблюдаемые по ГИС эффекты (планшет скважины 1040 Суторминской площади представлен на рис.4.1), не приступая к количественной интерпретации данных МНМВ дайте краткое заключение о скважине и характере насыщения пластов по имеющемуся планшету. • Для пропластков 1-11 на рис.4.1 снимите необходимые отсчеты с имеющихся на планшете кривых декремента затухания тепловых нейтронов λ, а также с записей других, необходимых для обработки методов ГИС. • Выполните расчеты и постройте на отдельном листке для незаполненных «окон» планшета рис.4.1 ступенчатые кривые распределения следующих параметров: а) коэффициента открытой пористости (%) Кп, б) степени очистки от МВ δ, в) коэффициента вытеснения Квыт и остаточного нефтенасы щения Кно

21

Рис. 4.1. Результаты ГИС с МНМВ в скважине 1040 Суторминской площади

• Обоснуйте и разделите пропластки 1-11 (рис.4.1) условно на классы по степени их выработки. • Будьте готовы аргументировано защищать Ваши выводы, задокументированные как в виде таблицы отсчетов и результатов расчетов, так и в виде ступенчатых диаграмм. Основные положения методики [5]: Методика МНМВ включает закачку в прискважинную часть пласта вещества с аномальными нейтронопоглощающими свойствами и проведение фоновых (до закачки МВ) и повторных (после закачки МВ и в процессе отработки пласта) измерений методом ИНК (ИННК), чувствительным к содержанию таких веществ в околоскважинном пространстве. Обычно анализируется поведение такого интерпретационного параметра ИНК, как декремент затухания плотности тепловых нейтронов λ (с-1). В комплексе ГИС МНМВ чаще применяется для решения следующих задач: - выделения коллекторов и оценки эффективных толщин пластов, - оценки емкости вытеснения пластовых флюидов и установления типа коллекторов, - разделения пород на классы по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), - определения характера насыщения пластов и уточнения положения ВНК, - выявления негерметичности цементного кольца и возможных заколоных перетоков между пластами. При контроле разработки месторождений с использованием МНМВ дополнительно к перечисленным могут решаться также задачи:

- выделение интервалов обводнения в разрабатываемых нефтяных пластах, - выделение отдающих (поглощающих) интервалов и оценка профиля притока (поглощения), - определение степени выработки пласта и этапа обводнения, включая оценку остаточной нефтенасыщенности и минерализации воды в обводненных интервалах. Методика МНМВ относится к специальным видам геофизических исследований обаженных эксплуатационных скважин (так называемый «ГИС-контроль») и применяется для повышения достоверности результатов, а также когда стандартный комплекс малоэффективен при решении вышеперечисленных задач. Для решения перечисленных задач следует вести наблюдения за динамикой проникновения меченной жидкости в пласты в процессе ее закачки и за ее извлечением из пластов при вызове притока. С увеличением объемов закачки солевых растворов или плотности солевого раствора эффективность методики может возрастать. В настоящее время существуют технологии МНМВ с последовательной закачкой в пласт двух солевых растворов различной минерализации. Информативность указанной технологии представлена на рис.4.2. Как видно из представленного примера данным способом можно успешно выявлять толщины с невырабатываемыми запасами нефти, а применяя в данных (полностью обводнившихся) скважинах гидроразрыв пласта (ГРП) – приобщать эти толщины к разработке, существенно повышая из скважины добычу нефти. Прирост Δλ может характеризовать литологические и фильтрационные свойства пропластков (их заглинизированность, трещинноватость, фазовую проницаемость и т.д.) и состав фазовый притока. Рост (или сниже-

24

ние) аномалия после закачки МВ или отработки пласта во многом зависят от этих двух факторов: фильтрационной способности толщин и состава закачиваемого флюида. С увеличением проницаемости увеличивается эффект от закачки. Но также быстро может происходить и очистка пласта от МВ. Если же в однородный по проницаемости разрез пласта закачивается раствор МВ - на водной основе, то, согласно принципу фазовой проницаемости, эффект будет выше при его нагнетании в водоносные или полностью промытые пропластки (чем в нефтенасыщенные или частично обводненные пропластки). И наоборот, если закачка для такого случая осуществляется солевым раствором на нефтяной основе, то лучшая приемистость будет тогда у нефтенасыщенных пластов, чем у водоносных. Этот подход обязательно учитывается при анализе получаемых результатов по методике МНМВ. Иногда в качестве технологического цикла закачки МВ выступает операция по соляно-кислотной обработке (СКО) пласта. Это также повышает эффективность методики. При контроле за СКО с помощью метода ИНК по величине Δλ могут быть выделены продуктивные толщины пластов. Наличие аномалий Δλ вне зоны перфорации может свидетельствовать о существовании негерметичности заколонного пространства скважины вследствие разрушения цементного кольца. Возможно дополнительное подтверждение факта заколонной циркуляции (ЗКЦ) в обозначенном по МНМВ интервале по результатам термометрии, шумометрии (в динамике) или АКЦ. Характер насыщения нефтяного пласта и степень его обводненности мжет быть установлена по методике МНМВ, если анализировать быстроту очистки пласта от

25

Рис. 4.2. Результаты исследований по технологии МНМВ с закачкой двух солевых растворов (плотностью 1.14 и 1.23 г/см3) в скважине 1040 Новогодней площади

МВ после пуска его в работу. У отдельных пропластков величина λ возвращается к фоновым показаниям (т.е. к измеренным до начала цикла закачки МВ) относительно быстро, у других же очистка от МВ происходит значительно хуже. Как уже говорилось, степень очистки в значительной степени зависит от коллекторских свойств пласта, а также от его текущего насыщения. Согласно законам фазовой проницаемости МВ на основе водного раствора лучше принимают и отдают пласты, преимущественно насыщенные водой, значительно хуже - нефтенасыщенные горизонты. Считается, что специальное акустическое (или иное) воздействие на пласт (АВ) может способствовать его очистке. Изучаемая методика в зависимости от решаемых задач достаточно сложна, как в части технологии выполнения работ на скважине, так и в части интерпретации результатов исследований [5]. Остановимся ниже лишь на упрощенной схеме алгоритма обработки наблюдаемых результатов. Для оценки параметра емкости вытеснения необходимо иметь значения приращения декремента Δλ , а также знать значения декремента меченного раствора λм и вытесняемого пластового флюида λф . Км = Δλ/(λм -λф)

(4.1)

В нефтеносных пластах λф соответствует значению декремента λн , в водоносных и промытых - значению декремента пластовой воды λв (см. ниже табл. 4-1 ). Значение емкости вытеснения зависит от объемного содержания МВ в породе и глубины проникновения меченного раствора. При закачке МВ и равномерном распределении их в радиусе исследования ИННК значение Км используют для оценки динамической пористости Кпд пласта: Км = Кпд = Кп • Квыт

(4.2)

где: Кп - коэффициент открытой пористости (определяется, например, по палеточной зависимости для показаний НК-60 - см. рис.4.3), Квыт - коэффициент вытеснения, равный доле объема пор, из которой пластовый флюид вытеснен МВ. Данное выражение для коэффициента вытеснения справедливо для пластов с глубокой зоной проникновения МВ и стабилизированными значениями декремента. Иначе значения Км существенно ниже Кпд .

Рис. 4.3. Палетка для зависимости показаний метода НК-60 (аппаратура ДРСТ-3-90) от Кп. Шифр кривых – Dскв, мм.

28

При отработке скважины классификационным признаком разделения пластов на группы служит степень очистки от МВ: δ = Δλ2 /Δλ1

(4.3)

где: Δλ2 - величина эффекта ИНГК на разных временах отработки пласта (в сравнении с закачкой), Δλ1 - величина эффекта при закачке МВ (в сравнении с фоном). По этому признаку пласты, принявшие МВ, делятся на: водоносные, полностью промытые, частично промытые (обводненные), не отдающие (нефтеносные). Для классификации коллекторов используют значение скорости расформирования зоны проникновения МВ. Разделение коллекторов на категории, типы и классы по фильтрационно-емкостным свойствам служит основой для построения фильтрационной модели прискважинной части разреза. Как уже констатировалось выше, при отработке скважины интервалы с различным характером насыщения отмечаются различной степенью очистки пласта от МВ. Водоносные и нефтенасыщенные пласты с подвижной пластовой водой отмечаются как полностью промытые; нефтеносные как неотдающие или частично отдающие. Обводненные прослои характеризуются средней или глубокой зоной проникновения, высокими значениями коэффициента вытеснения и степени очистки пласта при отработке. Среди этой группы выделяют подгруппу прослоев с аномальными значениями проницаемости, которая характеризуется интенсивным движением пластовых флюидов. В таких прослоях восстановление λ практически до фоновых происходит через несколько часов после закачки и фиксируется даже в остановленной скважине.

Таблица 4-1 29

λ - нейтронопоглощающая плотность ρ (г/см3)

способность (дс-1)

2.17

16840

NaCl рас-

ρСМ =[ρNaCl •ϕNaCl + ρH2O •(1--ϕNaCl)] λСМ

твор

→ ϕNaCl

=

f[λNaCl;λH2O;ϕNaCl;ϕH2O], где:

NaCl

ϕH2O = 1- ϕNaCl

нефть

0.84

480

вода

1.02

490

Здесь ϕi - объемная истинная доля компонента.

Лабораторная работа 5 Определение аппаратурного коэффициента механического расходомера и оценка профиля притока Цель - Познакомить студентов с основами количественной интерпретации расходограмм, включая: определение градуировочных коэффициентов и чувствительности у механических расходомеров двумя разными способами (на стенде и путем специальных замеров непосредственно в работающей скважине), редактирование расходограмм путем их пересчета из условных единиц (Гц, имп/мин) в физические единицы - единицы скорости (м/с) и далее при учете реальных диаметров сечения потока - в единицы расхода (дебита). Задание – 1. Обработать вручную результаты градуировки механического расходомера по двум способам: А). По калибровке прибора непосредственно в действующей скважине в пределах интервала с неизменным сечением потока (внутри насосно-

30

компрессорных труб НКТ, вне зоны перфорации, сужений и т.п.) - см. рис.5.1.а); Б). По результатам градуировки на специально оборудованном стенде, имитирующем поток в работающей скважине - см. рис.5.1.б). 2. Далее согласно представленной на рис.5.1.в) картине притока продукции (жидкости), с учетом уже определенных в п.1.Б градуировочных коэффициентов (аппаратурного коэффициента Ка и чувствительности b) пересчитать кривую профиля притока из условных единиц измерения F (Гц) в единицы скорости V (м/с). Затем, учтя значения реальных диаметров колонны Dк, НКТ Dнкт и прибора Dпр, - в глубинный профиль объемного расхода Q (м3/сут). Для каждого из интервалов перфорации (I, П, Ш) определить дифференциальный дебит притока (поглощения), а результаты представить в виде гистограммы процентного вклада пластов в суммарный дебит. Основные положения методики [6]: При наличии постоянного сечения потока и в случае отсутствия каких-либо притоков или поглощений в стволе скважины, работающей однородной жидкостью, параметры средней скорости потока и объемного истинного фазового расхода будут постоянными. При изменении сечения потока и прочих условиях параметр объемного истинного расхода не изменится, а скорость потока будет меняться, согласно следующего закона: Vнкт/ Vк = Dк2/Dнкт2

(5.1)

Несоблюдение данного закона на границе расположения башмака лифтовых труб (НКТ) в условиях работы скважины по внутреннему пространству НКТ может свидетельствовать: а) о частичном поступлении (или поглощении) части продукции из интервала, перекрытого трубами НКТ, б)

31

о неверном задании исходных диаметров обсадных труб или диаметра прибора. Может быть также учтено влияние диаметра прибора на реальный диаметр потока (так называемые «эквивалентные» диаметры потока в трубе или НКТ): Dк_ЭКВ = (Dк2- Dпр2)0.5

(5.2)

Пересчет параметра скорости потока несжимаемой жидкости в объемный истинный расход осуществляют по упрощенной формуле: Q = Vк_ЭКВ • Δt • (Dк2- Dпр2)

(5.3)

где Δt - относительное время измерения расхода (с/сутки). Градуировочная характеристика скважинного пакерного и безпакерного механических расходомеров обычно близка к линейному виду: V = Ка • F + b

(5.4)

Аппаратурный коэффициент «вертушечного» механического датчика может быть установлен экспериментальным путем, согласно следующих соображений: при работе скважины на приток и при записи во время спуска прибора с конечной скоростью Vспуск частота вращения турбинки датчика будет возрастать на величину ΔFспуск= Vспуск/Ка , а при записи на подъеме с конечной скоростью Vподьем частота вращения турбинки будет уменьшаться на величину ΔFподьем= Vподьем/Ка . Следовательно, если скорости записи на спуске и подъеме сделать одинаковыми и фиксированными по величине (Vзаписи), то получим следующую систему уравнений: Fспуск • Ка = Vпотока + Vзаписи Fподьем • Ка = Vпотока - Vзаписи Откуда имеем: (Fспуск - Fподьем) • Ка = 2 • Vзаписи

(5.5)

или Ка = 2• Vзаписи /(Fспуск - Fподьем)

(5.6) 32

Рис. 5.1. Материалы к заданию по лабораторной работе №5. Скорость записи прибора на аналоговой диаграмме (см. рис.5.1.а) ) определяется по меткам времени и по интервалу глубин, на который переместится прибор за время фиксации данной метки. Лабораторная работа 6 Оценка состава заполнителя ствола скважины по барограмме Цель - Познакомить студентов с простейшими основами количественной интерпретации барограмм, включая: определение плотности смеси в стволе простаивающей скважины (без введения поправки за гидравличе33

ские потери потока продукции в стволе) и определение объемных истинных фазовых содержаний заполнителя ствола скважины. Задание: 1. Количественно обработать представленную на рис.6.1 сглаженную барограмму, определив: • уровни раздела фаз в стволе; • средние градиенты давления: в зумпфе, между подошвой пласта II и подошвой пласта I, выше подошвы пласта I; • плотность смеси (в кг/м3) на каждом из выделенных участков; • соответствующие объемные доли (в относительных единицах или %) фазовых содержаний воды и газа. При оценке в интервалах плотностей смеси и истинных фазовых содержаний рассчитать два варианта: а) с углом (ρв=1150 кг/м3), угол наклона ствола скважины от вертикали выше отметки 2010 м составляет 30о, ниже этой глубины θ=45о. б) без отклонения от вертикали (ρв=1100 кг/м3). Условие в скважине: скважина находится в длительном простое; среда - «га-вода», ρг=100 кг/м3. 2. Дать письменные характеристики состоянию скважины на режимах статики и динамики. На 2-3-х страницах сделать подробное описание с подробным освещением следующих дополнительных вопросов: Объяснить зафиксированное распределение фаз в стволе скважины из учета текущего состояния данной скважины. Спрогнозировать, как могут измениться уровни раздела фаз в стволе и плотности смеси в отдельных интервалах ствола при переводе скважины на режим фонтанирования. Объяснить, почему в работающей скважине в некоторых интервалах ствола скважины истинные содержания фаз продукции могут не совпадать с расходными 34

содержаниями фаз, какое значение при этом играет структура потока. Какие в действующей газовой и нефтяной скважине могут быть структуры потока, от чего это зависит, что такое «реверс» воды по стволу фонтанирующей скважины. Как обычно распределяется трехфазная продукция (газнефть-вода) в стволе наклонной и горизонтальной скважин. Какими средствами промысловой геофизики могут быть определены интервалы обводнения и количественно оценены фазовые профили продукции в наклонной и горизонтальной скважинах. Чем в нефтяной добывающей скважине режим фонтанирования может отличаться от режима насосной эксплуатации с ЭЦН. Как можно средствами промысловой геофизики оценить состав притока в фонтанирующей и насосной скважине. Какое для этого существует скважинное оборудование. От чего зависят гидравлические потери в стволе скважины. Что такое числа Рейнольдса и Фруда. Что необходимо знать (данные каких методов дополнительно надо использовать), если требуется определить состав флюида в работающей газонефтяной вертикальной скважине по данным профильных записей барометрии - с учетом потерь давления за счет гидравлических потерь. Привести уравнение Бернулли, указав размерности всех параметров. В каком случае с помощью барометрии (скважинным манометром) может быть измерено статическое давление, а в каком – полное? Какая плотность газа, нефти и воды характерна для стандартных (нормальных) условий, какими будут эти значения для условий: забойного давления 15 МПа, забойной температуры 120 оС. Вследствие чего могут искажаться кривые барограмм в отдельных интервалах скважины. Какие еще методы промысловой геофизики могут быть использованы для оценки плотности смеси продукции и фазовых содержаний в стволе эксплуатационных скважин. Какова чувствительность и точность измерения скважинным манометром. В комплексе, с какими методами ПГИ обычно применяется барометрия. Чем отличается технология

35

скважинной барометрии от гидродинамических исследований пластов, в каком случае необходимы более точные манометры.

1.5

1.6

1.7

200

201

1.8

Рз, МПа

I

202

203

II 204

H, м Рис. 6.1. Материалы к заданию по лабораторной работе №6. Основные положения методики [6]: Перепад давления в скважине между двумя точками (ΔР) по вертикали (Δh) определяется в первую очередь весом столба флюида: ΔР = ρсм • g • Δh = ρсм • g • ΔH • cos θ

(6.1)

где: θ - угол отклонения ствола скважины от вертикали. Для движущегося потока необходимо учитывать также влияние гидравлических потерь на стенках труб. Потери на трение возрастают с ростом скорости потока смеси Vсм и степени шероховатости труб (коэффициента гидравлических потерь λсм): ΔР/Δh = ρсм • g + (ρсм • λсм • Vсм2) / (2•D)

(6.2)

где: ρсм - плотность смеси, D - диаметр потока, g=9.81 м/с2. 36

Состав двухфазной (двухкомпонентной) смеси может быть однозначно определен, если известна плотность как самой смеси, так и ее отдельных составляющих (фаз, компонент). Для определения состава многофазной смеси по плотности смеси необходимо иметь данные независимых методов о содержании дополнительных фаз (компонент). ρсм = (ρ1 • ϕ1 + ρ2 • ϕ2 + ....)

(6.3)

ϕ1 + ϕ2 + .... = 1

(6.4)

где Таким образом, зная для газоводяной среды плотность смеси и плотности воды ρв и газа ρг в забойных условиях, нетрудно определить долевой состав смеси на различных участках забоя скважины.

Лабораторная работа 7 Определение пластового давления по кривым восстановления давления (КВД) Цель - Познакомить студентов с основами количественной интерпретации в методе кривых восстановления давления (КВД), включая: определение пластового давления и фильтрационных параметров

пласта

согласно модели притока из бесконечного однородного нефтяного пласта [7]. Задание: В скважине были выполнены гидродинамические исследования, включающие цикл работы скважины длительностью Т=240 час и цикл КВД длительностью 240 час. График изменения давления P на забое скважины со временем t на глубине ВНК представлен на рис.7.1 37

Рис.7.1 Изменение давления на забое скважины в процесс се гидродинамического исследования В процессе диагностики результатов гидродинамических исследований было установлено, что на заключительной стации циклов работы и остановки скважины наблюдается радиальный режим течения. Учитывая этот факт, в процессе подготовки данных измерений к интерпретации изменение давления в цикле КВД было перестроено в коор⎡t + T⎤ ⎥ и обобщенных логарифмических коор⎣ t ⎦

динатах Хорнера f (T, t ) = ln ⎢ ⎡ tT ⎤ ⎥ .\ ⎣t + T⎦

динатах F(T, t ) = ln ⎢

Поведение давления в названных координатах схематично представлено на рис. 7.2 и рис.7.3.

38

По конечным участкам данных кривых f и F (см. рис.7.2, рис.7.3) проведены касательные, которые описываются следующими зависимостями: для КВД в координатах Хорнера P=θ1-ϕ f(T,t)=20-0.553 f(T,t)

(7.1)

для КВД в обобщенных логарифмических координатах ΔP=P-Pнач=θ2+ϕ F(T,t)= 4.080+0.553 F(T,t)

(7.2)

где: P - текущее давление, Рнач - начальное давление, соответствующее моменту остановки скважина на КВД, φ - тангес угла наклона касательных (одинаков для обоих графиков), θ1 и θ1 - const.

Рис.7.2 КВД в координатах Хорнера

39

Рис.7.3. КВД в обобщенных логарифмических координатах Основываясь на значениях коэффициентов данных зависимостей, оцените: величину пластового давления Рпл, основные фильтрационные параметры пласта (гидропроводность ε, пьезопроводность χ, подвижность ν, проницаемость k) и характеристики совершенства вскрытия (приведенный радиус rс пр скин-фактор S). Оформите результаты расчетов отдельной таблицей. Сопроводите свои расчеты необходимыми комментариями и пояснениями. При расчетах воспользуйтесь следующими исходными данными: Дебит предшествующей работы скважины Q=30 м3/сут, вязкость пластового флюида μ=2 мПа с, толщина исследуемого продуктивного пласта h=10 м, сжимаемость пластового флюида βф=0.0001 МПа-1, пористость пласта kп=0.2, сжимаемость пор βп=0.00005 МПа-1. Основные положения методики 40

Коэффициенты линейных зависимостей, описывающих положение касательных к КВД в координатах Хорнера и обобщенных логарифмических координатах, связаны с параметрами пласта следующими расчетными соотношениями: пластовое давление: (7.3)

PÏË = θ 1

гидропроводность пласта ε=

Q 4⋅ π⋅ϕ

(7.4)

проницаемость пласта ε⋅μ h

k=

(7.5)

пьезопроводность пластаχ=

k k = μβ μ(k Ï β Ô + β Ï

(7.6)

)

подвижность пласта – ν=

k μ

(7.7)

проводимость пласта (7.8)

σ = kh

относительная пьезопроводность пласта

τ=

χ 2 rÑÏÐ

exp( =

θ2

ϕ

2.25

)

(7.9)

приведенный радиус:

rÑÏÐ =

χ τ

(7.10)

скин-фактор S = ln

rÑ rCÏÐ

(7.11) 41

При вычислениях обратите внимание на правильное соотношение размерностей параметров, входящих в данные расчетные соотношения. Будьте готовы при защите данной работе дать развернутое пояснение по каждому оцениваемому по КВД параметру, его физическому смыслу. ЛИТЕРАТУРА 1. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под ред. В.М.Добрынина. М., Недра, 1988. 2. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М. Недра, 1991. 3. Горбачев Ю.И., Ипатов А.И. Геофизические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Учебное пособие ГАНГ, 1995. 125 с. 4. Резванов Р.А. Исследование эксплуатационных скважин. Часть 1. (Контроль обводнения нефтяных и газовых скважин). Учебное пособие. М. МИНГ, 1982. 39 с. 5. Методические рекомендации по исследованию нефтяных скважин импульсным нейтронным каротажом с закачкой меченого вещества. Под научной редакцией Кузнецова О.Л. М., ГЕОС, 1987, 89 с. 6. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике. М. ГАНГ, 1997, 229 с. 7. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промысловотехнологичес-кие исследования скважин. Учебное пособие. – МАКС Пресс. М., 2008. – 476 с. 8. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Интерпретация методов промысловогеофизического контроля при оценке состава и профилей притока продукции эксплуатационных скважин. М., 2004. 74 с.

42

ПРИЛОЖЕНИЕ

Планшеты данных промыслово-геофизических исследований (ПГИ) для самостоятельной подготовки к контрольной работе по интерпретации комплекса ПГИ в добывающих и нагнетательных скважинах [8]

Рис.П.1

44

Рис.П.2 45

Рис.П.3 46

Рис.П.4 47

Рис.П.5 48

Рис.П.6 49

Рис.П.7 50

Рис.П.8 51

Рис.П.9 52

Рис.П.10 53

Рис.П.11 54

Рис.П.12 55

Рис.П.13 56

Рис.П.14

57

Рис.П.15 58

Рис.П.16 59

Рис.П.17 60

Рис.П.18 61

Рис.П.19 62

Рис.П.20 63

Рис.П.21

64

Рис.П.22 65

Рис.П.23 66

Рис.П.24 67

Рис.П.25 68

Рис.П.26 69

Рис.П.27 70

Рис.П.28

71

Рис.П.29 72

Рис.П.30 73