автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка оптимального комплекса термогидродинамических исследований нефтяных скважин для месторождений шельфа Вьетнама

оа

- В 0\1Тг^^1ЛРСТВЕННЛЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

им. И. М. ГУБКИНА

СОВМЕСТНОЕ СОВЕТСКО-ВЬЕТНАМСКОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ СП "ВЬЕТСОВПЕТРО"

На правах рукописи УДК 622.276.5.001.42: :550.832.б.+553.98(597)

КАО МИ ЛОЙ

РАЗРАБОТКА ОПТИМАЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ШЕЛЬФА ВЬЕТНАМА, (на примере месторождения "Белый Тигр")

05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1996 г.

Работа выполнена в Государственной Академии Нефти и Газа им. И. М. Губкина и СП "Вьетсовпетро", СРВ.

Научные руководители: - Доктор технических наук,

профессор И. Т. Мищенко - Доктор технических наук, профессор Г. Г. Вахитов

Официальные оппоненты: - Доктор технических наук,

профессор В. А.Сахаров - Кандидат технических наук Г. 10. Шовкринский

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН

Защита состоится " 8 " Октября 1996 года в ауд. 731 в 15 часов на заседании специализированного совета К 053.27.08 при Государственной Академии Нефти и Газа им. И. М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, дом 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И. М. Губкина.

Автореферат разослан "_"__ 1996г.

Ученый секретарь специализированного совета к.т.н., доцент

А. О. Палий

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. .

В СРВ открыта и разрабатывается уникальная залежь углеводородов - залежь нефти в кристаллическом массиве морского месторождения "Белый Тигр". Основные запасы нефти приурочены к тре-щинно-кавернозным коллекторам кристаллического фундамента. Аналогов такого месторождения в мире нет - это новый нефтеносный этаж литосферы. И поэтому опыта работы с такой залежью со Своими специфическими особенностями, где нефтеносная мощность превышает 1 км, где необычные фильтрационно-емкостные свойства, а также энергетические параметры и термодинамические условия - не было. Естественно, приобретает особое значение целенаправленное регулирование процесса разработки и добычи нефти па этом месторождении, которое может быть эффективным лишь при применении оптимального комплекса термогидродипамическнх исследований скважин.

Поскольку количество таких залежей в этом этаже литосферы, на которые ранее обращали незначительное внимание, будет, несомненно, возрастать, то практический и теоретический опыт термогидродипамическнх исследований скважин, приобретенный на этой залежи, является актуальным.

Основной идеей, которой посвящена работа, является создание и обоснование оптимального комплекса термогадродииамических исследований для изучения трещшшо-кавернозных коллекторов и контроля за процессами разработки уникального месторождения "Белый Тигр".

Обоснование постановки темы диссертации и задачи исследования.

В комплексе промысловых исходных дашшх, необходимых для решения практических задач разработки, особое место занимают данные термошдродииамических исследовании. Однако мпогие вопросы, возникающие при исследовании скважин и связанные с геологическими особенностями месторождения "Белый Тигр", технологическими особенностями морской эксплуатации, разновидностью применяемого оборудования и различными ограничениями на исследовательские работы в условиях ограниченного пространства, требуют оптимального решения. В связи с этим возникла необходимость обоснования комплекса термошдродииамических исследований для такого тина коллекторов, который при минимальных затратах времени давал бы максимально

возможную информацию и был бы несложным в технологическом выполнении.

Основными задачами, поставленными перед диссертационной работой, являлись:

1. Разработка основных положений комплекса термошдроднна-мических исследований (ТГДИ) при испытании разведочных скважин с самонодъемной буровой установки (СПБУ), полупогружной буровой установки (ППБУ) и бурового судна (БС), а также при работе эксплуатационных скважин с морской стационарной платформы (МСП) и блока-кондуктора (БК).

2. Разработка и внедрение технологии термонрофилирования открытых стволов скважин с мощностью более 1 км.

3. Усовершенствование и внедрение метода термозондирования нризабойных зон скважин, эксплуатирующих гранулярные и трещинно-кавернозные коллекторы.

4. Выбор и обоснование методов интерпретации исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

5. Выбор, обоснование и внедрение метода пщронрослушивация для условий массивных залежей (объемное гидропрослушивапие).

6. Установление связи результатов термогидродинамических исследований с данными промысловой геологии и геофизики.

7. Реализация всех методов интерпретации термогидродинамических исследований в компьютерной программе.

8. Создание системы документации всего процесса, связанного с исследованиями скважин и интерпретацией результатов.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем анализа существующих методов и технологии термогидродинамических исследований скважин и пластов, усовершенствования и уточнения методов исследования и интерпретации результатов с учетом особенностей фильтрации жидкости в трещинно-кавернозных коллекторах.

Поставленные в диссертации задачи решались также путем:

- Проведения широких промысловых экспериментальных исследований;

- Создания комплекса собственных программ для статистической обработки всего массива экспериментальных данных по применяемым методам исследования и интерпретации па ЭВМ.

Разработанный комплекс термогидродинамических методов ис-

следований изложен в "Регламенте комплексного контроля за разработкой месторождении СП "Вьетсовпетро" (1991г.)" и внедрен на месторождении "Белый Тигр".

1. Разработан оптимальный комплекс термогидродинамических исследований для массивной залежи, представленной треишнноватыми коллекторами. Аналогов этой уникальной залежи в мировой практике нет.

2. Выбраны, обоснованы и уточнены методики интерпретации для массивной залежи с трещинно-кавернозным коллектором.

3. Доказана необходимость применения уравнений третьей степени для интерпретация результатов исследований при стационарных режимах фильтрации.

4. Доказана возможность объемного гидропрослушивания в массивных залежах.

5. Создана оригинальная система документации всего процесса, связанного с исследованиями скважин и интерпретацией результатов (от тарировки глубинных манометров и термометров и расшифровки их показаний до выходных документов в виде графиков и таблиц).

6. По всем методам исследования и интерпретации составлен единый и взаимосвязанный комплекс модулей программ для персональных компьютеров. 1

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Полученные при реализации этой работы результаты имеют особо важное значение для изучения строения уникальной залежи фундамента месторождения "Белый Тигр". Выполненные исследования но термопрофилировашио скважин фундамента позволили установить нижнюю границу нефтеносности (запасы категории СО- По результатам объемного гидропрослушивания было начато заводнение фундамента. Определение состояния призабойной зоны скважин служит оптимальному выбору объектов для интенсификации притока.

Все изложенные в дайной работе методы и рекомендации внедрены в практику промысловых исследований скважин месторождения "Белый Тигр" в 1984-1995г.г..

Годовой экономический эффект от внедрения только термо-профшшровання па МСП и БК составляет до 124 тыс. долларов США, а за три года внедрения 373 тыс. долларов США.

Апробация работы

Основные положения, содержащиеся в диссертационной работе, докладывались на:

1. I Межотраслевой конференции по добыче нефти и газа "Анализ и выбор способов воздействия на призабойной зону скважин с целью интенсификации добычи нефти на месторождении " Белый Тигр"", г. Вунгтау, Май 1992г.

2. I Межотраслевой конференции по добыче нефти и газа " Диализ состояния разработки месторождения " Белый Тигр" ", г. Вунгтау, Май 1992г.

3. V Вьетнамской национальной конференции по механике "Изучение, выбор и испытание методов востановления и увеличения проницаемости призабойной зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин месторождения "Белый Тигр"", г. Ханой, Декабрь 1992г.

4. Международном симпозиуме о геологии, разведке и развитии потенциальной энергии и минеральных ресурсов Вьетнама и соседних регионов "Гидропрослушивание эксплуатационных и нагнетательных скважин месторождения "Белый Тигр"", г. Ханой, Июнь 1994г.

5. IV Вьетнамской национальной конференции по механике твердого тела " Обработка призабойной зоны скважин для увеличения производительности эксплуатационных и нагнетательных скважин с применением комплекса ПГД (пороховой генератор давления) и специальной жидкости для промывки", г. Ханой, Октябрь 1994г.

6. Азиатско-Тихоокеанской конференции " 5РЕ" по нефти и газу " Термогидродннамические исследования скважин на шельфе юга Вьет-нама", г. Мельбурн, Австралия, Ноябрь 1994г.

Публикации-

Основное содержание диссертационной работы представлено 12 публикациями (статьями в журналах и тезисами докладов) в СРВ и зарубежом.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов и рекомендаций, списка литературы, насчитывающего 42 наименования, содержит 178 страницу машинописного текста, 33 таблицы и 77 рисунков.

Автор выражает благодарность Н. Т. Шану, Ф. И. Бадикову, В. С. Горшеневу, Н. Зао, Ю. А. Тронову, Ч. Л. Донгу, Г. Н. Беляшшу,

Ч. Ш. Фьету (СП " Вьетсовпетро"), А. И. Владимирову, В. П. Гаврилову, К. С. Басииеву, Н. М. Кульиииой (ГАНГ им. И. М. Губкина), Е. Г. Арешеву (РВО " Зарубежнефть"), И. Б. Дубину, Л. Г. Кулыншу (ВНИПИморнефтегаз) за поддержку и внимание к работе.

Автор приносит благодарность Л. Б. Листенгартепу, Ю. А. Мясникову, С. Г. Врльнину, Е. П. Трофимову, В. В. Плынину, а также своим коллегам из ПДНГ, НИПИморнефтегаз СП "Вьетсовпетро" за помощь при выполнении работы.

Особую благодарность за многолетнее плотдотворное сотрудничество, постоянное внимание и помощь в работе автор выражает главному научному сотруднику НИПИморнефтегаз СП " Вьетсовпетро", к.т.н. В. Ф. Штырлину.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе изложены геолого-физические особенности строения месторождения " Белый Тигр", технологические особенности термогидродинамических исследований морских скважин месторождения "Белый Тигр" и поставлены задачи исследований.

Разрез месторождения "Белый Тигр" представлен осадочными образованиями четвертичной и третичной систем, залегающих на кристаллическом фундаменте предположительно мелового возраста.

Толщина песчаных и глинистых пород четвертичных отложений 612-654 м. В составе третичной системы кроме плиоцена на месторождении вскрыты отложения миоценового и олигоценового возрастов. В миоцене выделены три свиты - верхний миоцен (Донгнай, толщина 539-619м), средний миоцен (Коншон, толщина 741-973м) и нижний миоцен (Батьхо, толщина свиты изменяется от 660м на своде до 1270м на крыльях структуры). Свита Батьхо представлена чередованием песчаников, глин и алевролитов. В нижней части свиты толщины несчаных прослоев увеличиваются и к ней приурочены 22, 23 и 24 продуктивные нефтеносные горизонты.

В составе олигоцена выделено два подотдела. Верхний олнгоцен - свита Чатап, представлена чередованием песчано-глшшстых и глинистых пачек.

Свита Чаку (нижний олигоцен) сложена чередованием песчаников и аргиллитов. В нижней части свиты встречены гравелиты и обломки пород фундамента, образующие базальную пачку осадочного чехла. Отложения свиты Чаку отсутствуют в пределах Центрального, наиболее приподнятого свода. В разрезе свиты установлены песчаные

щгамьшшенно-нефтеиоснме горизонты - VI, VII, VIII, IX, X, также нрнтоки нефти получены из скважин вскрывших базальную начку. Толщина свиты от 0 (на своде) до 412 м.

Кристаллический фундамент вскрыт на глубинах 3054-5014м и представлен гранитоидными породами, различными по петрографическому составу и возрасту. Массивные породы фундамента - крупный резервуар дня скопления нефти, характеризуются сильной трещино-ватостыо, милонитизацией, процессами выветривания и гидротермальной деятельностью. Толщина вскрытой части фундамента 1960 м.

С тектонической точки зрения поднятие "Белый Тигр" представляет собой крупную трехкупольиую брахиантиклннальную складку субмеридиоиалыюго простирания, осложпеную системой разрывных нарушений.

Структура - асимметрична, углы падения пород на крутом западном крыле увеличиваются с глубиной от 8° до 28°, а на восточном

- от 6° до 21°.

Залежи горизонтов нижнего миоцена - пластовые литолошчески и тектонически экранированные. Воды - хлоркальцевые (Центральный свод) и пщрокарбонатно-натриевые (Северный свод). Общая минерализация изменяется с севера на юг от 3 до 17 г/л.

Предполагается, что все пласты нижнего олигоцена образуют единую массивную залежь, что подтверждается исследованием режимов эксплуатации ряда скважин. Минерализация вод отложений олигоцена

- 5 г/л.

Фундамент содержит самую крупную и наиболее продуктивную залежь нефти месторождения. Породы представлены гранитами и гранодиоритами. Их коллекторские свойства обусловлены следующими геологическими процессами: выветриванием, выщелачиванием неустойчивых минералов гидротермальными растворами, тектонической тре-нншоватостыо, дизъюнктивными нарушениями с образованием зон милонитнзации (тектонического дробления) вдоль плоскостей нарушений, растрескиванием и усадкой пород при остывании магматического расплава (контракция). В результате был образован сложный коллектор трещинно-кавернозного типа, где проводящими каналами для фильтрации, служат, в основпом, трещины.

Залежь нефти относится к массивному типу, насыщая все кол-лекторские разности пород фундамента от кровли до нижней границы залежи. Глубина нижней границы еще не установлена, хотя доказанная

высота залежи превышает 1500м.

Месторождение " Белый Тигр" введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1986 г. на нижнемиоценовые залежи, 1987 г. - на нижнеолигоценовые залежи, 1988 г. - на фундамент.

По состоянию на 01.01.96 г. на месторождении "Белый Тигр" пробурено 144 скважины, в том числе 12 разведочных, из них по геологическим причинам ликвидировано 8 скважин, остальные 4 переведены в категорию добывающих.

Действующий фонд составляют 72 добывающих и 21 нагнетательную скважину или 65% к всему фонду скважин.

Доля добычи нефти скважин фундамента составила 88,3 % от добычи по месторождению.

С начала разработки из залежей отобрано 34500 тыс. т. нефти, в т.ч. но нижнему миоцену - 1909 тыс. т., олигоцену - 2959 тыс. т., фундаменту - 29632 тыс. т.; 992 тыс. т. воды и 6750 млн. м3 газа. Закачано в пласты с начала заводнения 11986 тыс. м3 воды, в т.ч. по нижнему миоцену - 1930 тыс.м3, нижнему олигоцену - 2364 тыс.м3, фундаменту- 7684 тыс.м3, при этом суммарная компенсация составляет 44,9% по нижнему олигоцену, 48,7% по нижнему миоцену, 3,0% по фундаменту Северного свода, 62,7% по нижнему миоцену и 15,3% по фундаменту Центрального свода.

Средний дебит действующих скважин за 1996 г. составил 296 т/сутки. По объектам этот показатель резко отличается, по нижнему миоцену - 65 т/сутки, по нижнему олигоцену - 92 т/сутки, по фундаменту - 449 т/сутки.

Особенностями залежи нефти в кристаллическом фундаменте, определяющими технологию процесса и принципы прогнозирования показателей ее разработки, являются:

- наличие системы тектонических нарушений;

- значительная глубина залегания кровли (3050 м);

- большой этаж нефтеносности (более 1000м ) ;

- относительная условность нижней границы нефтенасыщения;

- высокая пластовая температура (более 140 °С);

- присутствие в разрезе трещиноватых, трещинно-кавернозных и кавернозных коллекторов;

- недонасыщенность нефти растворенным газом (давление насыщения почти в 2 раза ниже гидростатического);

- высокое содержание в нефти парафина (более 20%).

Техиолотческими особенностями исследований морских скважин при существующем обустройстве месторождения Белый Тшр являются:

- одновременное разведочное и эксплуатационное бурение. Эго предполагает проведение исследований как при испытании разведочных скважин, так и при их эксплуатации.

- ограниченность применения комплекса дистанционных приборов ввиду их фомоздкости; особенно это относится к блок-кондукторам, не оборудованным спуско-нодьемными механизмами и не имеющим постоянного обслуживания;

- большой диапазон, дебитов скважин (от 30 до 1200 т/сут) и высокие максимальные температуры массивной залежи (от 100 до 165°С);

- наличие необсаженных стволов скважин в коллекторах фундамента мощностью более 1000м;

- очаговое заводнение залежей и большая технологическая важность каждой нагнетательной скважипы;

- внедрение различных технологий интенсификации добычи но скважинам и залежам на стадиях оиьгпюй, опытно-промышленной и промышленной эксплуатации, проводимые на ограниченном пространстве МСП и Б К;

- офаниченное количество действующих скважин, но которым можно проводить исследования;

- повышенные требования к приборам н оборудованию в части влагоустойчивости и морского исполнения;

- сложность' своевременной доставки специалистов и оборудования на морские обьекты нефтедобычи и получение данных о внутрискважшшых исследованиях для оперативной обработки;

- высокая стоимость любых работ, в том числе исследовательских, в условиях морской разведки, добычи и т.п.

Кроме того, имеются значительные различия в исследовательском оборудовании разведочных и эксплуатационных скважин (испытатели пластов, дистанционные и автономные глубинные приборы).

Отличительной особенностью исследовательских работ при испытании объектов являются замеры всех забойных параметров (давления и температуры) в одной точке ствола скважины и невозможность снятия профилей притока (т.е. невозможность проведения замеров в интервале вскрытого пласта). При проведении исследований

в эксплуатационных скважинах давление и температура могут замеряться как в одной точке ствола скважины, так и по вскрытому интервалу.

Таким образом, технологические особенности разработки месторождения "Белый Тигр" существенно влияют на выбор оптимальных методов термогидродинамических исследований:

- ограниченность количества скважин для исследований предопределяет особую ценность объективной комплексной информации по каждой из них;

- ограниченность применения комплекса дистанционных приборов для условий залежи кристаллического фундамента не позволяет во многих случаях определить профиль притока общепринятыми способами;

- ограниченность времени исследований и возможные значительные потери по добыче нефти на высокодебитных скважинах предполагает применение методов, требующих минимально возможных остановок скважин для проведения исследований, или требует проведение исследований без остановки скважин;

- высокие пластовые температуры и значительные термоэффекты позволяют получить важную дополнительную информацию о термогидродинамических процессах, происходящих в прискважинной зоне, особенно при исследовании трещинпо-кавернозных коллекторов;

- обширный объем специальных исследовательских работ по интенсификации добычи предполагает целесообразность мониторинга по опытным скважинам для оценки эффективности; мониторинг целесообразен также при планомерных исследованиях воронок депрессий на водонагнетательпых скважинах.

Поэтому, основными направлениями развития термогидродинамических исследований можно считать следующие:

1. Разработка оптимальной технологии и комплекса термогидродинамических исследований в условиях МСП и БК.

2. Повышение информативности гидродинамических исследований.

3. Снижение продолжительности исследований с целью уменьшения потерь в добыче нефти из-за остановок скважин.

4. Автоматизация интерпретационных работ.

Во второй главе приведен обзор методов интерпретации результатов термошдродинамических исследований в грещинно-кавернозных коллекторах, описывается технолошя проведения разработанного комплекса термошдродинамических исследований, изложены особенности и результаты интерпретации термошдродинамических исследований и дан регламент но оптимальному комплексу ТГДИ. Как уже отмечалось, технолошя исследовательских работ в скважинах при их испытании и при их эксплуатации отличаются.

Испытания разведочных скважин производилось с БС "М. Мир-чинк", СПБУ "Эхаби" и "Тамдао" с применением испытательного оборудования фирм "Лайнз", "Бейкер" и "Флопетрол". Технология испытаний в соответствие с требованиями ГКЗ СРВ обеспечила установление следующих параметров:

- рабочие суточные дебиты флюида;

- оптимальные газовые факторы;

- допускаемые депрессии на пласт;

- физические параметры пласта.

Автором работы был разработан минимальный комплекс исследований, обеспечивающих максимальное сокращение сроков испытания объекта.

Дня резкого повышения информативности исследований при таком минимальном объеме, наряду с глубинными манометрами, в обязательном порядке применялись также одновременно н глубинные термометры, т.е. исследования при испытаниях скважин были термо-гидродинамическнми.

Схематически комплекс термошдродинамических исследований при испытании фонтанирующих нефтяных объектов, исходя из вышеприведенных требований, приведен на рнс. 1

Эгот комплекс термодинамических исследований включал:

- получение первого притока в течение 3-30 мни.;

- снятие КВД в течение 1.5-6.0 часов;

- очистка скважины на максимально возможном отборе с определением дебитов нефти и газа;

- работа скважины на 3-4 режимах, начиная с минимального отбора н, (в обязательном порядке) заканчивая тем же режимом, который был установлен при очистке скважины. Повторение режима очистки обуславливалось необходимостью проверки качества исследований - с одной стороны, и с другой - для осуществления сокра-

Рис. 1: Схема испытания фонтанирующего нефтяного объекта

1-2 - спуск испытателя пластов; 2-3 - монтаж устьевого оборудования, опрессовка; 3-4 - открытие ЗПК, начало притока - 1; 4-5 - приток - 1 (3-20 минут); закрытие ЗПК; 5-6 - снятие КВД-1 (запись пластового давления); 6-7 - открытие ЗПК; 7-8 -очистка и работа нефтяного пласта на максимальном режиме; 8-12 - отработка фонтанирующего нефтяного о&ьекта на 3-4 штуцерах, причем штуцер при очистке (7-8) равен штуцеру в конце испытаний (11-12); 12-13 - закрытие ЗПК на КВД-2; 1314 - кратковременное открытие ЗПК для отбора глубинных проб; 14-15 - срыв пакера. 15-16 - обратная промывка и демонтаж устьевого оборудования; 16-17 - подъем испытателя пластов.

щенного варианта исследований при прямом и обратном ходе.

- отбор всех поверхностных проб (на последнем режиме);

- снятие КВД II в течение 6-8 часов.

Для расширения информации о строении пласта в окреспостях скважины (определения наличия нарушений и, соответственно, расстояний до них, формы пласта и т.д.) время снятия КВД II в отдельных случаях увеличивалось до 12-16 часов.

- отбор глубинной пробы (в конце КВД II перед открытием циркуляционного клапана).

По такой технологии были испытаны все разведочные скважины месторождения "Белый Тигр". Эта технология, предложенная нами в 1984 году, прошла проверку при многочисленных рецензированиях полученных нами результатов различными фирмами США, Англии, Канады и другах стран.

Для эксплуатационных скважип была разработана новая техно-ЛОП1Я проведения термогидродинамических исследований (рис. 2), с помощью которой были решены практически все основные проблемы

исследований скважин на месторождении "Белый Тшр". При одном спуске глубинных приборов (манометра и параллельно с ним термометра) выполняется следующий комплекс исследований:

- снимается индикаторная диаграмма;

- снимается КВД и, следовательно, замеряется и пластовое давление (которое может быть проверено расчетным путем);

- снимаются переходные кривые забойного давления и температуры, т.е. выполняется термозондирование нризабойной зоны;

- снимается термонрофиль притока (на технолошческом режиме при устоявшемся тепловом потоке и в конце КВД);

Проведение этого комплекса в среднем занимает 2.5-3.0 суток. По такой разработанной нами технологии выполнены практически все исследования скважин на месторождении "Белый Тигр".

При таких (резко увеличенных) объемах получаемой информации, важным, на наш взгляд, является максимальное устранение ручною труда при расшифровке показаний глубиипых приборов. Известно, что применяющиеся часовые мехашпмы существующих приборов позволяют записать весь ход даже длительпых (до 10-15 суток) исследований без извлечения приборов с забоя скважины.

Были разработаны сервисные программы по проведению расчетов результатов тарировок глубинных манометров и термометров на автоматическом режиме.

Также автором разработан алгоритм к программам расшифровки глубинных приборов, в результате чего:

- Все данные одного исследования скважины (устьевые и забойные параметры) находятся в одном исходном файле независимо от количества бланков, использованных для регистрации конкретного исследования, и продолжительности исследования. То есть, весь ход данного исследования в хронолошческом порядке изложен в этом исходном файле со всеми полученными устьевыми и забойными параметрами.

- Этот файл с хронологическим изложением процесса конкретного исследования используется для получения графического изображения хода исследования данной скважины, но которому достаточно просто оценить объем выполненных исследований, их хронологический порядок, а также, что очень важно, качество исследований.

Рис. 2. Схема проведения комплексного термогндроди-намического исследования эксплуатационных скважнн. 1,6 - технологический режим скважины; 2,3,4 - стационарные режимы скважины; 5 - КВД (КВТ); 1т/пр и 2г/пр - термопрофилирование вскрытых интервалов скважины на техноло-гаческом режиме и в конце КВД.

Примечание: Термопрофилирование по необходимости в некоторых случаях выполнялось в конце каждого стационарного режима.

- Был создан и второй исходный файл по каждой скважине, в котором на базе официального документа - "Дело скважины" -собраны н помещены все сведения о конструкции скважины и внутри-скважинною оборудования. Также в этот файл помещены сведения о тех свойствах флюидов и пород, которые необходимы при расчетах параметров (вязкость, плотность, объемный коэффициент и др.). Все эти сведения были собраны по всем скважинам месторождения " Белый Тигр". Кроме того, в этом же файле приведены данные о всех интервалах перфорации, которые автоматически считываются при обработке результатов термопрофилирования. Для обеспечения возможности автоматического расчета абсолютных вертикальных глубин для разных случаев интерпретации предусмотрена процедура расчета уравнения кривизны скважины, а коэффициенты для этого пересчета располагаются в этом же файле.

Таким образом, создана единая и стройная система составления и хранения исходных данных для последующей интерпретации, начиная

от тарировки глубинных приборов и кончая процессом расшифровки их показаний. Все дальнейшие программы используют эти единые исходные данные.

Как следует из поставленных задач, к наиболее актуальным следует отнести определение параметров нризабойпой и удаленной зоны с помощью термогидродинамических исследований.

К параметрам нризабойпой зоны нами отнесены:

- радиусы зон с ухудшенной или улучшенной проницаемостью (по сравнению с проницаемостью чистого и удаленного от ствола скважины пласта) - г ;

- все фильтрацнонно-емкостные параметры в радиусе от гс до г -проницаемость Кга и пшропроводность его нризабойпой зоны и др.;

- работающие интервалы пласта (т.е. интервалы или места фильтрации флюидов через стенки скважины в её ствол независимо от тина коллектора).

К параметрам удаленной зоны (т.е. чистого пласта) нами отнесепы:

- радиус контура питания - RK;

- все фильтрационно-емкостные параметры в радиусе от г до RK -проницаемость Ку,, пшропроводность ер, ньезонроводность х и др.;

Исходным положением нашего подхода и интерпретации результатов гидродинамических исследований является формула (1), увязывающая все параметры нризабойпой зоны и продуктивного пласта:

К = -i- ■ <»

°Р 1 *. r 1 *, Rk -* In — + -* In ——

К г К

п 3 с уз

Исходя из формулы (1) и базируясь на этом соотношении, при интерпретации результатов ЩИ нужно иметь в виду, что все фильтрационные и геометрические параметры скважины в радиусе исследования взаимно зависят и влияют друг на друга и поэтому процесс интерпретации должен проводиться с учетом этого положения. Однако в соотношении (1), наряду с определяемыми параметрами по ГДИ (КсР, Иь К у-,) и известными (гс) имеется -неизвестный радиус (г) и проницаемость призабойной зоны (Кго). Эти данные могут быть получены только при одновременном совместном применении как гидродина-

мических (ИД и КВД), так и термодинамических методов исследования скважин. При интерпретации термодинамических исследований определяется величина (г), а при совместной интерпретации термо- и гидродинамических методов исследования определяется и величина (Кго), а также и ряд дополнительных важных параметров (истинная пьезопроводность, параметр вместимости "т!Г и др.).

Таким образом, получив величину (КсР) при интерпретации исследований при стационарных режимах фильтрации (ИД), получив величины (Куз, Ик) прн интерпретации исследований при нестационарных режимах фильтрации (КВД), получив величины (г, Кго) при интерпретации результатов термозондирования, по формуле (1) рассчитывается и перепроверяются необходимые параметры и тем самым определяется реальная и обобщенная погрешность проведения и интерпретации термопщродинамнческих исследований (т.е. но трем принципиально разным видам исследования).

Как известно, снятие профилей притока в работающих скважинах является самым эффективным способом получения сведении о распределении фильтрационных характеристик продуктивных пластов по мощности. Однако, имеющееся в СП "Вьетсовпетро" оборудование и приборы для этих целей являются неприспособленными для массовых исследований.

В конкретных условиях обустройства скважин на МСП эти исследования можно проводить только с помощью буровой вышки, для чего необходимо остановить бурение и передвинуть вышку, что малореально. Кроме того, на существующих БК такие исследования этими приборами вообще нельзя проводить. И если по скважинам нижнего миоцена и нижнего олигоцена за 8 лет разработки к 1993 году было снято лишь 12 профилей притока, то по основной залежи месторождения - фундаменту, был снят всего 1 профиль притока.

Нами, предложено такие исследоваши проводить путем снятия термопрофилей в работающем интервале скважин. Такие термо-нрофили могут быть получены либо автономными (механическими) термометрами путем пошагового замера температуры по стволу скважины, либо автономными (электронными) термометрами путем медленного и непрерывного (с фиксированной скоростью) спуска прибора но стволу скважины. Главнейшей отличительной особенностью этих методов является использование оборудования, предка-

значенного для обычных гидродинамических исследований. Более того, не требуется никакого дополнительного времени на их проведение, т.к. глубинный термометр просто добавляется к глубинному манометру и, следовательно, гидродинамические и термодинамические исследования проводят одновременно и параллельно. Таким образом технология таких исследований не отличается от обычных гидродинамических и не требует никаких дополнительных усилий.

Все исследования по термопрофилированию интерпретировались по составленному нами алгоритму программы для ПЭВМ. За три года было снято свыше 90 термонрофилей притока и приемистости более чем в 50 скважинах.

По результатам снятых термонрофилей в скважинах нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента (охват исследованиями -50% всего фонда скважин) определены интервалы приемистости в нашетательных и интервалы притока в эксплуатациошшх скважинах.

В нашетательных скважинах доля принимающих интервалов от вскрытых колеблется от 21.9 до 34.5%. В среднем же по фундаменту эта доля составляет 28%.

В эксплуатационных скважинах доля работающих интервалов от вскрытых колеблется от 4.6% до 61.9%. В среднем по 16 скважинам доля работающих интервалов составляет 28.1%, т.е. аналогично с нашетательными скважинами.

Доля работающих интервалов по 28 исследованиям скважин нижнего олигоцена составляет 70.6%, а по 17 исследованиям скважин нижнего миоцена 72.6%.

Прн получении' таких необычных данных (особенно, но фундаменту) возникает вопрос об их надежности и объективности. Поэтому, эти данные проверялись двумя независимыми подходами:

- сравнением их с геофизическими данными;

- сравнением их с данными приборной расходометрии (в частности, с расходомерами "Робертсои").

Результаты сравнения с геофизическими данными ноказали, что выявленные зоны притока хорошо коррелируются:

- с участками развития лучших коллекторов в разрезе скважин (это обычно трещинные и трещшшо-кавернозные коллекторы);

- с участками (границами) интенсивных отражений по материалам вертикального сейсмического профилирования (ВСП).

Сравнение с данными приборной расходометрии показали удов-

летворительную сходимость интерпретации, хотя в условиях кавернозных открытых стволов скважин в фундаменте термоирофнлиро-вание более информативно, чем приборная расходометрия.

Все это позволило принять но данным термонрофилнрования нижнюю границу притока но фундаменту для целей подсчета запасов -она была принята на глубине 4520м (абс. отм. - 4321м). Обоснованность этой величины не вызывает сомнений из-за самой специфики термопрофилирования. Если ниже какой-либо глубины притока нет, то температурная кривая ниже этой глубины изменяется по закону геогермы, т.е. стационарного теплового ноля. Первый (снизу) приток отмечается очень четко и однозначно по наличию эффекта Джоуля-Томпсона. Если имеются различные мнения по правомерности выделения вышележащих интервалов и их интерпретации, то нижняя граница выделяется абсолютно уверенно (в этом и заключается одно из главнейших преимуществ термонрофилнрования).

Термозондирование прцзабойной зоны.

Метод термозоидирования предложен профессором Чекалюком Э.Б. (1965г.), но широкого применения не получил из-за многовариантности и сложности ручной интерпретации этого вида исследовании. Автором составлен алгоритм компьютерной программы, с помощью которой значительно облегчается поиск оптимальных вариантов интерпретации результатов термозондироваиия. Применение этого метода исследования позволило решить основную задачу - получить все параметры, характеризующие состояние призабойной зоны, что было возможно только при совместной интерпретации термо- и гидродинамических исследований, а именно:

* глубина перфорационных каналов - г(1);

* расчетный радиус контура питания - RK;

* радиус загрязненной зоны - т(2);

* проницаемость удаленной зоны - Куз',

* проницаемость призабойной (загрязненной) зоны - Кга;

* проницаемость перфорационных каналов - К(1);

* расчетная (ио КВД и КВТ) и фактическая (по ИД) средняя проницаемость от гс до RK - Кср;

* истинная ньезопроводность - "/(ист);

* оценочные величины "mh" и "т";

* фактическая величина коэффициента Джоуля-Томпсона (которую можно сравнить с результатами термонрофилнрования той же

скважины).

Было установлено, что средний радиус зоны с ухудшенной проницаемостью в скважинах фундамента колеблется от 0.13 до 0.30м, что значительно ниже, чем в скважинах с гранулярным коллектором, где этот радиус достигает 1.5-2.0м.

Практически во всех исследованных скважинах фундамента отмечается повышенная погрешность интерпретации (от 30 до8б%), что, но нашему мнению, характеризует реальное положение с достоверностью применяемых современных методик интерпретации для таких сложных коллекторов, как фундамент.

Исследования при стационарных режимах фильтрации (индикаторные диаграммы).

Установлено, что для гранулярных коллекторов целесообразно применять обычные и широко известные методы интерпретации, основанные на уравнениях радиальной фильтрации для этого тина коллекторов. Для трещинно-кавернозных коллекторов целесообразно применять методы интерпретации, основанные на модели Каземи (1969г.) и Уоррена-Рута (1963г.) для чисто трещинных коллекторов. Однако, попытки интерпретации индикаторных диаграмм по квадратичному закону фильтрации были неудачными.

Поэтому индикаторные диаграммы интерпретировались с помощью уравнений более высоких порядков, например, с помощью функции третьей степени.

Применяя метод наименьших. квадратов (для этого тина уравнений), минимизирующий сумму квадратов " невязок", нами получены соответствующие кбэффициенты уравнения третьей степени для всех индикаторных диаграмм. Построенные по этим уравнениям теоретические индикаторные диаграммы в координатах ДР = ДО) и ДР/<3= ДО) хорошо описывают полученные экспериментальные данные.

Следовательно, было подтверждено предположение о возможности рассмотрения зависимости ДР = ДО) как параболической кривой высшего порядка.

Исследования при нестационарных режимах фильтрации (кривые восстановления давления - КВД).

КВД и переходные кривые, полученные в скважинах нижнего миоцена и нижнего олигоцена, имеют обычный вид КВД для гранулярных коллекторов. КВД и переходные кривые, полученные в сква-

жинах фундамента с трещинно-кавернозным типом коллектора, являются нестандартными и требующими особого подхода.

В начале существовала уверенность, что породы фундамента обладают двойной пористостью (матрица и трещины). Поэтому весь массив имеюншхся КВД и КПД был обработан по соответствующим методикам и ни в одной кривой не были обнаружены признаки двойной нустотностн. Как оказалось, подавляющее большинство кривых КВД, обработанных но методике А. Бана (1961г.) , показывает на отсутствие двойной пористости в районе исследуемых скважин (время "т"=0).

По кернам около трещин на расстоянии 0.5-1см располагается сеть микротрещин, которая может выполнять роль матрицы. Но её роль в общем объеме не может быть установлена гидродинамическими исследованиями, поскольку переходные процессы между такой матрицей и трещинами происходят практически мгновенно.

Исходя из вышеизложенного, для интерпретации КВД и КПД нами принята модель Уоррена-Рута, но только для чисто трещинных коллекторов.

Определение фильтрационно-емкостных параметров при гид-ропрослушиванни.

В настоящее время известны два метода гидропрослушивашм:

- создание в скважине однократного импульса путем изменения дебита возмущающей скважины на постоянную величину;

- создание в скважине многократного импульса при периодическом скачкообразном изменении дебита возмущающей скважины.

Необходимо было выявить возможность применения этих методов для скважин, вскрытые интервалы которых располагаются на расстояниях более 1 км как в горизонтальном, так и вертикальном направлениях.

Первый метод нами не рассматривался из-за его главного недостатка, обусловленного именно созданием однократного импульса, который, как правило, очень трудно уловить в реагирующей скважине или доказать его принадлежность именно к данному возмущающему нмпульсу, так как в реальном пласте всегда имеются случайные возмущения (например, незапланированные остановки и пуски эксплуатационных и нагнетательных скважин).

Второй метод (метод создания гармонических колебаний давления в пласте) по простоте и технологичности не уступает первому методу, но является крайне помехоустойчивым, так как гармонические

колебания даже на фоне случайных помех уверенно привязываются к конкректным действиям и скважинам. Было успешно исследовано 13 нар скважин в центральном своде фундамента, но которым установлено, что диапазон величин скоростей импульса составляет от 29.6 до 136.6 м/час. Неоднородность пласта в разных направлениях изменяется в отношении 1:4.5 как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении.

Предложенная технология гидронрослушивания и применяемые приборы, в сочетании с методами интерпретации позволили исследовать этим методом уникальную залежь и получить представительные и важные результаты. По результатам гидронрослушивания в 1993 году (январь-февраль) было принято решение о начале заводнения фундамента, а в июне 1993 года - началась опытная закачка воды в подошвенную часть залежи фундамента.

Регламент по оптимальному комплексу термогидродинамических исследований.

Как результат выполненных нами исследований, был составлен "Регламент комплексного контроля за разработкой месторождений СП "Вьетсовнетро"", предназначенный для использования нефтегазодобывающими предприятиями и геофизическими организациями.

В третьей главе приведены результаты внедрения комплекса термогидродинамических исследований (анализ динамики забойных давлений, динамики фильтрационно-емкостных параметров, оценка величины нижних пределов проницаемости фундамента, оценка нус-тотности и раскрытости трещин). В заключении главы дана экономическая эффективность от внедрения комплекса термогидродинамических исследований.

По результатам анализа динамики забойных давлений по скважинам залежи фундамента установлено, что в среднем депрессия возрастает, следовательно, несколько сппжается величина средней продуктивности скважин. В то же время отмечены факторы как снижения продуктивности скважин, так и её возрастания. Эти факты требуют дополнительных исследований для выяснения механизма такого поведения скважин.

По результатам анализа динамики фильтрациошю-емкостных параметров но скважинам залежи фундамента было установлено, что они зависят от результирующего давления (горное давление минус

средняя величина между пластовым и забойным давлением). Несмотря на естественный разброс промысловых и расчетных данных, получены достаточно уверенные зависимости (с коэффициентом корреляции до 0.8), доказывающие влияние давления на фильтрационно-емкостные параметры. По скважинам, где были проведены 2 и более исследований, эта зависимость прослеживается более четко.

Кроме того, получены экспериментальные данные в лабораторных установках. Эти эксперименты, проведенные на естественных кернах, при моделировании на них пластовых условий, показали наличие определенной зависимости между горным (или результирующим) давлением и проницаемостью кернового материала.

По результатам анализа динамики изменения фильтрационных параметров в скважинах нижнего миоцена и олигоцена был получен экспериментальный график зависимости параметра гидродинамического несовершенства скважин от скин-эффекта, который широко используется промысловыми работниками, т.к. он оказался чрезвычайно удобным для планирования мероприятий по интенсификации притоков из скважин.

Определение нижних пределов проницаемости но залежам производится, как правило, по результатам ГИС. Данные гидродинамических исследований привлекаются лишь для подтверждения принятых но ГИС величин. Однако, для массивных трещшшо-кавернозных залежей с этажом нефтеносности более 1.5 км, какой является залежь фундамента месторождения "Белый Тигр", оценка проннцаемостей, рассчитанных на всю вскрытую мощность, приводит к значительным погрешностям. Это связано, в первую очередь, с трудностями определения эффективных мощностей фундамента по ГИС и их несоответствия даже в случае их выделения по работающим мощностям. Работающие мощности в скважинах фундамента определялись по результатам снятия профилей притока термометрами. Исходя из этих данных, но гидродинамическим исследованиям оценочные величины нижних пределов проницаемости равны:

- но скважинам Центрального свода - 0.33 мД;

- но скважинам Северного свода - 0.45 мД.

При оценке средней пустотности и раскрытости трещин по гидродинамическим исследованиям оказалось, что эти величины, рассчитанные на всю вскрытую мощность, меньше в 1.2 + 1.8 раза таких же величин, рассчитанных на выявленную по термопрофили-

ровашно работающую мощность.

Экономическая эффективность от внедрения комплекса термо-гадродинамическнх исследований оценивалась следующим образом.

Как известно, необходимость получения ииформащш о фнль-трашюнно-емкостных свойствах продуктивных пластов является бесспорным и общеизвестным фактом. Однако, имеет определенное значение и стоимость полученной информации, и затраты на её получение. В данной работе был реализован принцип получения максимальных объемов информации при минимальных затратах времени и труда:

Взамен громоздким и очень сложным и крайне немногочисленным исследованиям цо расходометрии вскрытых разрезов тяжелыми геофизическими приборами был впедрец чрезвычайно простой и органически вписывающийся в обычные исследования метод снятия термопрофилей глубинными термометрами (технология такая же, как и нрн снятии показаний давлений по стволу скважины).

Поскольку повышение обьема информации от проведенных тер-мошдродинамических исследований при тех же затратах времени (как и у чисто гидродинамических) трудно перевести в экономические категории, т.к. до сих нор нет общепризнанной методики определения экономической ценности нефтепромысловой информации, то экономический эффект оценивался только от внедрения термонрофилирования скважин одного месторождения "Белый Тигр", который оказался равным 372.3 тыс. долларов США за три года внедрения этого метода.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ:

1. Разработаны основные нрцнщшы комплекса термопщродн-намических исследований (ТГДИ) при испытаниях разведочных скважин с СПБУ, ППБУ и БС и при работе эксплуатационных скважин с МСП и БК.

В комплексе реализован принцип получения максимально возможной информации при минимальных затратах времени и средств. Этот принцип реализован путем сочетания гидродинамических исследований с термозондированием нризабойной зоны и термонрофшшрованием но вскрытому интервалу и, следовательно, получением значительно большей и принципиально новой информации, а именно:

- определения всех параметров нризабойной зоны (проницаемость, гидронроводность, размеры зоп с ухудшенными или улуч-

шенными параметрами и др.);

- выявление работающих интервалов;

- определения параметров пласта между скважинами, вскрытые интервалы которых располагаются на расстояниях до 1 км как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях.

Таким образом, внедрена в практику исследований скважин с МСП и БК простая и эффективная технология (рис.2). Технология исследований с СПБУ, ППБУ и БС аналошчная как изображено на рис. 1, но без термопрофилирования.

Такая технология позволила в СП " Вьетсовпетро" за 3 года её внедрения получить экономический эффект 372.3 тыс. долларов США.

2. Вся первичная документация об исследовании скважин в процессе их эксплуатации стандартизирована и содержит полную информацию о ходе, хронологии работ, устьевых и забойных параметрах. Создана оригинальная система документации всего процесса, связанного с исследованием скважин, начиная от тарировки глубинных приборов и расшифровки их показаний до интерпретации и получеши выходных документов.

3. Обоснованы и внедрены методы интерпретации исследований скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации в гранулярных и трещинных коллекторах. Все методы интерпретации термошдродипампческих исследований реализованы в комплексной компьютерной программе для персональных ЭВМ.

ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ СЛЕДУЮЩИЕ РАБОТЫ:

1. Гщфопрослушшшше эксплуатационных и нагнетательных скважин месторождения " Белый Тигр". Журнал " Нефть и газ", СРВ, № 4, 1994г. (совместно с Л. Д. Хьеиом и В. Ф. Штырлиным).

2. Термометрические исследования скважин на шельфе Юга Вьетнама. НТС Азиатско-Тихоокеанской конференции " БРЕ", г. Мельбурн, Австралия, ноябрь 1994г. (совместно с Н. Т. Шаном, Г. Г. Вахнтовым, В. Ф. Штырлипым и др.).

3. Обработка призабойиой зоны эксплуатационных скважин для интенсификации добычи нефти месторождения " Белый Тигр". Журнал "Новая технология", СРВ, № б, 1994г. (совместно с А.Г.Шело-менцевым, И. П. Королевым и др.).

4. Определение работающих интервалов скважин месторождении " Белый Тигр" и " Дракон" методом термонрофшшрования. НТС СП " Вьетеовиетро", № 1, 1996г. (совместно с Н. Т. Шаном, Г. Н. Беляниным, В. Ф. Штырлиным и др.).

5. Гидронрослушивание скважин - наиболее информативный метод определения фильтрационно-емкостиых характеристик трещиновато-кавернозных коллекторов залежи фундамента месторождения "Белый Тигр". НТС СП Вьетеовиетро", № 1, 1996г. (совместно с Н. Т. Шаном, Г. Н. Беляниным, В. Ф. Штырлиным и др.).

6. О влиянии эффективного давления в залежи фундамента на фильтрацнонно-емкостные свойства. НТС СП "Вьетеовиетро", № 1, 1996г. (совместно с Г. Н. Беляниным, В. Ф. Штырлиным и др.).