Содержание к диссертации
Введение
1 Постановка задачи для расчёта пластового давления 9
1.1 Уравнение пьезопроводности для расчёта пластового давления 9
1.2 Конечно-разностная формулировка уравнения пьезопроводности 12
1.3 Граничные условия моделирования объектов нефтедобычи 14
1.4 Моделирование вертикальных скважин 17
1.5 Моделирование многопластовых скважин 20
1.6 Моделирование горизонтальных скважин 22
1.7 Вычисление межблочной проводимости коллекторов 24
1.8 Моделирование скважин, стимулированных операциями гидроразрыва пласта 26
Выводы по главе 1 30
2 Расчёт карт проницаемости пластов 31
2.1 Анализ данных эксплуатации скважин для расчёта карты проницаемости пласта 33
2.2 Расчёт параметров скважины 36
2.3 Учёт геологических особенностей многопластовых залежей 38
2.4 Исследование сходимости метода расчёта проницаемости пласта 39
Выводы по главе 2 42
3 Контроль достоверности карт пластового давления 43
3.1 Использование данных об операциях глушения скважин для расчёта пластового давления 43
3.1.1 Анализ данных глушения скважин для оценки пластового давления 44
3.1.2 Алгоритм расчёта пластового давления по данным глушения скважин 48
3.1.3 Анализ погрешности определения пластового давления по плотности раствора глушения 49
3.1.4 Метод оценки пластового давления на контуре питания скважины 50
3.2 Использование данных гидродинамических исследований скважин для расчёта пластового давления 53
Выводы по главе 3 55
4 Апробация результатов исследований 57
4.1 Характеристика объекта апробации исследований 57
4.2 Основные составляющие системы контроля энергетического состояния пласта 57
4.3 Расчёт карт пластового давления и проницаемости пластов 60
4.4 Расчёт пластовых давлений на основании данных о жидкостях глушения и их использование при адаптации модели пласта 66
4.5 Планирование годовой программы проведения гидродинамических исследований скважин 71
4.6 Подбор скважин-кандидатов для проведения необходимых геолого-технических мероприятий
Выводы по главе 4 80
Основные выводы 82
Список сокращений 84
Библиографический список использованной
Литературы 85
- Конечно-разностная формулировка уравнения пьезопроводности
- Учёт геологических особенностей многопластовых залежей
- Алгоритм расчёта пластового давления по данным глушения скважин
- Расчёт пластовых давлений на основании данных о жидкостях глушения и их использование при адаптации модели пласта
Конечно-разностная формулировка уравнения пьезопроводности
Как отмечено выше, стимуляция скважин учитывается при моделировании скважин введением псевдоскина. Очевидно, что таким образом возможно учитывать результаты стимуляций, эффективный радиус которых не превышает радиуса ячейки Писмана. Это условие зачастую не выполняется для скважин, стимулированных операциями ГРП [6, 24, 27, 49, 68, 69, 77, 79, 80] с полудлиной разрыва 100 м. Для низкопроницаемых коллекторов (характерных, например, для Приобского месторождения) эффективны операции ГРП именно с такими параметрами.
Кроме того, в численной схеме расчётов любые изменения массы в расчётном блоке, обусловленные действием дополнительных источников, полагаются однородно распределёнными внутри блока. Пятиточечный расчётный шаблон учитывает радиальную симметрию потоков вблизи вертикальных скважин, моделируемых точечными источниками.
Предлагается использовать метод, рассмотренный в работе [82], для моделирования протяжённых источников. Протяжённый источник разбивается на последовательность межблочных сегментов. Вклад каждого сегмента источника равномерно распределяется в пределах соответствующего блока. Величина этого вклада определяется симметрией (линейная, эллиптическая и т.д.) потока, задаваемого типом источника. Симметрия источника, то есть пространственное распределение давления (потоков) вокруг источника, устанавливается исходя из аналитического или численного решения соответствующей модельной задачи для однородной среды.
Предполагается отсутствие перепада давления вдоль трещины ГРП (трещина с бесконечной проводимостью). В этом случае трещину можно рассматривать как линейный источник расхода (стока).
Решение модельной задачи распределения давления от линейного источника с полудлиной xf , на котором поддерживается постоянное давление, имеет вид: = 1, х у xf2ch2p xf2sh2p х У JC/COS2XF jc/sin2xF = 1. (1.46) При этом выполняется условие: Я L 2x) (1.47) где (x,y) - функция тока. Разность в величине значения функции между любыми точками системы определяется расходом жидкости, проходящей через любую кривую, соединяющую эти точки. В частности, вдоль оси х, на которой расположен линейный источник: XF(JC) = COS"1
Согласно решению М. Маскета [50], кривые рх,у) = const являются конфокальными эллипсами, фокусы которых находятся в точке х = ±xf. Параметры конкретного эллипса, проходящего через точку с координатами х, у, вычисляются с учётом выражения (1.48): ae=Hxf, Ъе=4и2-\-хг (1.49) При известном перепаде давления между источником и внешним эллипсом величина расхода источника определяется выражением: (1.50) Ниже отдельно рассмотрена система блоков, включающая добывающую скважину с трещиной гидроразрыва пласта (рисунок 1.7). Пусть трещина AD расположена в пределах трёх соседних блоков. Система симметрична относительно точки O – центра трещины ГРП.
Поскольку в схеме дискретизации уравнений потока расход источника считается равномерно распределённым в пределах всего блока, в частности, для блока 6 можно формально записать: Х ( А) + б=, г = 2,5,7,Ю. (1.51) С другой стороны, исходя из допущения об эллиптическом характере распределения давления вокруг трещины, имеем: Яв = oc2T2{pf -p2) + awTw(pf - pl0). (1.52) Соотношение (1.52) непосредственно следует из решения М. Маскета применительно к расходу жидкости вдоль одной стороны сегмента трещины: ВС R-4 kh( ч
При проведении вычислений необходимо использовать алгебраическую длину отрезков OB и OC . С учётом выражений (1.53), (1.54) для однородной среды имеем: Аналогичным образом рассчитываются коэффициенты потоков at и для других блоков, содержащих сегменты трещины ГРП. Следует отметить, что на практике мы имеем дело с трещинами ГРП конечной проводимости. Кроме того, в процессе проведения ГРП происходит определённое загрязнение пласта различными компонентами жидкости гидроразрыва. Можно предположить, что область загрязнения также имеет эллипсовидный вид, конфокальный краям трещины. Отсюда следует, что все приведённые соотноше а + Ъ на ния остаются в силе при замене в них выражений вида In \ xf J ( 7 Л In + Sf. Очевидно, что на практике всегда Sf О, что следует восприни а + Ь V xf J мать как любое ухудшение характеристик реальной трещины ГРП по сравнению с поведением линейного источника.
Учёт геологических особенностей многопластовых залежей
Контроль энергетического состояния пласта является одной из ключевых задач эффективного мониторинга разработки месторождений нефти и газа. Традиционные методы контроля пластового давления – проведение ГДИС, зачастую не позволяют получить необходимое представление о текущем пластовом давлении [69]. Адекватность и достоверность получаемых результатов определяются качеством исходной информации (данных о распределении фильтрационно-ёмкостных и физико-химических свойств пластов). Основным критерием достоверности карт изобар является соответствие расчётных значений пластового давления замеренным, а также данным ГДИС, исследований, проведённых на пьезометрических скважинах. Однако число фактических замеров пластового давления зачастую недостаточно. В этой связи перспективным является использование данных, получаемых при проведении операций по глушению скважин. Целью данных операций является обеспечение необходимого противодавления на пласт для качественной остановки скважины при проведении капитального (КРС) и текущего (ТРС) ремонтов скважин. Процесс глушения представляет собой полное замещение объёма флюида в стволе скважины на раствор жидкости глушения (ЖГ) с определённой плотностью.
Методология расчёта пластового давления для отдельных скважин с привлечением данных глушения предполагает использование оценок гидростатического давления, оказываемого жидкостью глушения различной плотности при остановке скважин.
До настоящего времени данные о расходах и плотностях жидкостей глушения не использовались в качестве источника информации для оценки пластового давления. Объём таких данных весьма велик, в частности, на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», КРС и ПРС ежегодно проводятся на 70 % эксплуатируемых скважин. Использование предлагаемого способа позволяет повысить точность построения карт пластовых давлений [84].
Для того чтобы обеспечить качественную остановку скважины, требуется необходимое противодавление на пласт. Кроме того, для гарантии безопасности проведения последующих ремонтных работ необходимо максимально возможно очистить ствол скважины от углеводородных фракций путём полного замещения объёма водогазонефтяной жидкости в скважине на раствор глушения. Схема процесса глушения скважин представлена на рисунке 3.1.
Первый цикл глушения зачастую представляет собой полную промывку скважины раствором с плотностью близкой к 1,01 г/см3. При этом обеспечивается свободная циркуляция жидкости в стволе скважины и её затрубном пространстве. Процесс промывки продолжается до тех пор, пока плотность жидкости на выходе не будет соответствовать плотности раствора, которым промывается скважина. Далее производится замер устьевого избыточного давления для определения плотности раствора пачки глушения скважины, необходимой для получения давления в стволе скважины, приблизительно равного пластовому давлению. Плотность раствора определяется из соотношения: (р-Р )-(1 + С) Ры= 2 , (3.1) avd 6 где р - пластовое давление, МПа; Pov - избыточное давление на устье скважины, МПа; Havd - абсолютная глубина от устья скважины до нижних отверстий перфорации, м; рк1 - плотность раствора глушения, г/см3; С - коэффициент безопасности работ. В процессе проведения операций глушения скважин производится постоянный мониторинг состояния скважины: - фиксируется положение динамического уровня жидкости в скважине; - производится учёт расхода жидкости глушения; - контролируются параметры устьевого давления закачиваемой жидкости глушения. Для оптимизации процесса глушения производится оперативный перерасчёт плотности жидкостей глушения. Эта информация теоретически может быть использована для решения задач, аналогичных задачам ГДИС (определение параметров пласта, скин-фактора).
Однако операции глушения производятся в условиях отличных от условий стандартного проведения ГДИС. Традиционные подходы интерпретации ГДИС предполагают однородность пластового флюида (одинаковая вязкость, объёмный коэффициент, подвижность жидкости) как в призабойной, так и в среднеудалён-ной зонах пласта. Для нагнетательных скважин подобные методы использовать допустимо, если соотношение подвижностей жидкости глушения и пластового флюида близко единице.
Это предположение не всегда выполняется при глушении скважин, поскольку растворы глушения могут иметь существенную разницу в подвижности относительно нефтяной фазы. Вследствие этого в пласте появляется поверхность раздела «жидкость глушения - пластовый флюид». На границе этой поверхности свойства флюидов существенно изменяются, что делает неприемлемым использование стандартных подходов к интерпретации ГДИС.
Метод определения пластового давления на основании данных о глушении скважин основывается на предположении, что на момент окончания операции глушения скважины забойное давление в скважине соответствует текущему пластовому давлению. Необходимыми данными для расчёта пластового давления по данным глушения скважин являются: дата выдачи растворов глушения; плотность растворов глушения; объём расхода каждой пачки ЖГ. Как правило, эти данные имеются в стандартных отчётных формах, предоставляемых организациями-подрядчиками, проводящими ремонтные работы по глушению скважин. Полагая, что на дату выдачи последнего объёма раствора глушения в скважине установился стабильный уровень жидкости на уровне её устья, можно определить среднюю плотность раствора, оставшегося в скважине на конец глушения. Для этого необходимо вычислить объём скважины по формуле (предполагается, что скважина заполнена раствором до устья):
Алгоритм расчёта пластового давления по данным глушения скважин
Полученные значения пластового давления были использованы для верификации построенных карт пластового давления. В среднем результаты расчёта адекватно соответствуют среднему пластовому давлению (рисунок 4.13). Оценки пластового давления, полученные по данным операций глушения [69], использовались для адаптации параметров модели, используемой для построения карт изобар.
На рисунке 4.14, а сопоставлены значения пластового давления по пласту Ю11 давления, определённые по расчётам модели и на Киняминского месторождения, полученные по данным ГДИС (pпл, ГДИС), по данным глушения (pпл. гл) и расчётов, выполненных по модели до адаптации (pпл. м). к данным глушения Из представленных на рисунке данных видно, что значения пластового основании данных о глушении скважин, весьма существенно различаются – по ряду скважин более чем на 20 %.
Возможной причиной несоответствия результатов является, во-первых, то, что при адаптации модели учитывались лишь данные ГДИС. При правильной обработке результатов этих исследований (с выходом пластового давления на стационарный режим) полученные значения являются характеристикой среднего пластового давления на контуре питания скважины. Расчёты, полученные по данным глушения скважин, являются оценкой пластового давления в окрестности скважины на дату проведения КРС.
В среднем период глушения скважины занимает 5 – 7 сут, за это время при средней проницаемости коллектора 0,01 мкм2 скважина не успевает восстановить давление до значения на так называемом контуре питания (предполагаемый контур постоянного давления). При этом на уровень давления в окрестности скважины существенное влияние оказывает коэффициент сжимаемости (1.7), в отличие от стационарного режима эксплуатации скважин. Таким образом, значительное расхождение в результатах оценки пластового давления может являться следствием неверно заданного значения коэффициента сжимаемости в модели.
Если полагать, что плотность жидкости глушения определена достоверно, то расчёт пластового давления по методу, основанному на использовании данных об операциях глушения скважин, даёт надёжную оценку верхнего предела давления в окрестности скважины на заданную дату. На кросс-плоте (рисунок 4.14) наблюдается ряд точек, где расчётные значения пластового давления, полученные согласно разработанной модели, значительно превышают давление, определённое по данным операций глушения скважин. В этом случае для согласования значений целесообразно внести изменения в исходные данные прокси-модели (в частности изменить коэффициент сжимаемости).
Во-вторых, при определении пластового давления по данным глушения скважин предполагается, что во всех скважинах достигнут нулевой динамический уровень жидкости. Однако на практике ремонтные работы могут быть проведены и в условиях, когда скважина заполнена ЖГ не полностью, нет стабильного дина 71 мического уровня, скважина интенсивно поглощает раствор глушения. В этой связи, при отсутствии информации о снижении динамического уровня в скважине, могут возникнуть значительные погрешности в определении пластового давления. Таким образом, для точек, где расчётное значение пластового давления, согласно модели, ниже давления, определённого по данным глушения скважин, необходимо уточнить детали проведения операций КРС по глушению скважин.
Варьирование коэффициента сжимаемости в интервале 0,00025 – 0,0009 МПа-1 в модели и проведение повторной адаптации существенно улучшили сходимость результатов определения пластового давления по разработанной модели и по данным глушения скважин (рисунок 4.14). При этом не наблюдается расхождения значений пластового давления, полученных на основании расчётов по разработанной модели, с данными ГДИС, что подтверждает предположение о том, что значения среднего пластового давления, адаптированные к ГДИС, малочувствительны к изменению сжимаемости.
Таким образом, разработанная методика расчёта пластового давления по данным глушения скважин позволяет привлечь для анализа энергетического состояния залежи существенный объём промысловой информации, не используемый ранее. Применение методики позволяет уточнить параметры объекта разработки, в частности коэффициент сжимаемости, карты распределения проницаемости пласта, повысить точность расчёта карт пластовых давлений.
Для анализа выполнения годового плана исследований, а также определения причин его неуспешности был создан модуль для планирования и мониторинга ОС. Модуль позволяет провести факторный анализ для выявления причин, которые повлияли на достоверность исследований или послужили причиной, по которой исследование не может быть признано успешным. На рисунке 4.15 приведён пример такого анализа. Как видно из рисунка, основными факторам неуспешности стали технические причины (60 %). неуспешных ГДИС Подобный анализ позволяет при очередном планировании уделить внимание именно тем факторам, которые наибольшим образом повлияли на их успешность. Так, при составлении плана исследований необходимо учесть все проблемы, которые могут влиять на результаты измерений, например влияние окружающих скважин или границы постоянного давления.
Применение такого подхода позволило пересмотреть и отказаться от заведомо неэффективных исследований, а также повысить качество и достоверность результатов ГДИС (рисунок 4.16).
Расчёт пластовых давлений на основании данных о жидкостях глушения и их использование при адаптации модели пласта
Как видно из представленных на рисунке 4.18 данных, за последние несколько месяцев эксплуатации скважины наблюдается значительное снижение её дебита – от 292 до 108 м3/сут, при этом расчётное пластовое давление возросло от 27,7 до 30,0 МПа за счёт работы соседних нагнетательных скважин. Фактическое забойное давление практически не изменилось. Это означает, что падение дебита скважины обусловлено падением продуктивности пласта. Расчётный скин-фактор при этом изменился от – 3 до + 5.
Описанная процедура может быть проведена в автоматическом режиме и для других скважин. При этом можно вычислить фактический прирост дебита нефти, который может быть получен за счёт изменения скин-фактора до предыдущих значений при текущей обводнённости продукции скважин.
В промысловой практике перед проведением ГТМ на каждой скважине проводят дополнительные исследования для окончательного выяснения причины ухудшения её эксплуатации.
Для подтверждения правомерности применения подхода по определению причин снижения дебита жидкости добывающей скважины может быть приведён ещё один пример. На рисунке 4.20 представлен режим работы скважины № 5334 Приобского месторождения (введена в эксплуатацию с ГРП 02.2008 года).
Согласно предложенному подходу, на скважине в первые несколько месяцев её эксплуатации были определены значения эффективной проницаемости пласта в зоне скважины. Поскольку в апреле того же года соседняя скважина была переведена в нагнетание, то постоянный дебит жидкости скважины № 5334 был воспринят как результат снижения коэффициента продуктивности скважины. Были запланированы и выполнены ГДИС, подтвердившие предположение. В феврале 2009 года (через год после запуска) была произведена повторная операция ГРП, что позволило увеличить дебит жидкости. Дополнительная добыча нефти на 22.04.2009 г. составила 1826 м3.
Подход может быть применён и для подбора скважин-кандидатов для проведения такого вида ГТМ, как зарезка бокового ствола. При подборе ЗБС необходимо выполнение следующих требований: наличие запасов в зоне планируемого ствола, техническая возможность бурения в зону недренируемых запасов из соседних низкодебитных (нерентабельных) скважин.
На рисунке 4.21 приведена карта текущей нефтенасыщенности пласта с трещинами авто-ГРП в районе скважины № 961 Приобского месторождения [56].
Карта текущей нефтенасыщенности пласта трещинами авто-ГРП в районе скважины № 961 Приобского месторождения Скважина была запланирована для проведения ЗБС, подобранного вышеуказанным способом. После подбора скважины-кандидата производился расчёт запускного дебита скважины и обводнённости добываемой ею продукции. Для скважины № 961, с использованием построенной модели, были получены прогнозные запускные дебиты нефти и жидкости: Qн = 93 т/сут, Qж = 120 м3/сут. После бурения и вывода скважины на режим были получены фактические запускные дебиты жидкости и нефти: Qж = 132 м3/сут, Qн = 90,3 т/сут, обводнённость добываемой продукции 20 %.На основе приведённых фактов можно сделать вывод о правомерности применимости разработанного подхода для автоматизированного выявления причин падения добычи жидкости. Опорная сетка ГДИС, данные фактической эксплуатации и ремонтов скважин позволяют определять причины падения добычи жидкости и снизить риск неудачных ГТМ.
1 Разработан и апробирован последовательный подход для построения карт изобар. Результирующая карта изобар непротиворечиво согласуется как с динамикой отборов жидкости и закачки воды скважинами, так и с данными геолого-промысловых исследований. На примере скважин Киняминского месторождения показана адекватность разработанного расчёта карт пластового давления и проницаемости пластов, реализованная в программном комплексе «РН-КИН».
2 Разработан модуль для составления годовой опорной сетки исследований скважин, реализованный в ПК «РН-КИН», позволяющий в автоматическом режиме осуществлять годовое планирование проведения ГДИС.
3 Разработана методика для своевременного определения причин снижения дебита добывающих скважин и планирования проведения необходимых ГТМ. Разработанная для мониторинга месторождений технология позволяет в автоматизированном режиме выявить скважины со снижением добычи нефти и предварительно устанавливать его причину. Проведение целевых ГДИС, наряду с запланированной опорной сеткой ГДИС и данными эксплуатации скважин, позволяют с высокой точностью диагностировать причины падения добычи нефти скважи нами, снизить риски неудачных ГТМ и минимизировать затраты на исследование скважин. На примере скважин Киняминского и Приобского месторождений показана правомерность применения разработанного подхода для подбора скважин-кандидатов для проведения необходимых геолого-технических мероприятий