Технология оценки динамики охвата залежи процессами выработки

На дренирование пласта и залежи существенным образом влияет геологическая неоднородность объекта разработки. Помимо этого значительно также влияние сле­дующих факторов: проницаемости к и проводимости k - h_m коллекторов, соотношения вязкостей пластовой нефти и вытесняющей воды соотношения объемов вне­дряемой в пласт воды и отбираемой жидкости (в пластовых условиях), текущего пла­стового давления Рпл.

Оценивать динамику охвата залежей выработкой и, в частности, динамику вы­теснения нефти закачиваемой водой, позволяет анализ поведения во времени Р_т и ко­эффициентов охвата выработкой и обводнения р_охв__об_в- Данные коэффициенты охвата характеризуют отношение эффективной толщины залежи, участвующей в дре­нировании, к суммарной. При этом дополнительное знание текущих коэффициентов нефтенасыщения пластов (например, по методам НК, ВАК) позволяет количественно оценивать их нефте- и газоотдачу.

Указанный тип коэффициентов можно использовать для оценок ох­вата по толщине пласта а также и по площади (отношение части площади пласта, охваченной процессами выработки S_eblp или вы­теснения водой S ₀ 6 e, к общей площади пласта S_m):

(15.4.3.1)  (15.4.3.2)

Построение карт охвата залежи выработкой или обводнением должно выпол­няться независимо для каждого продуктивного пласта на определенные даты. Обычно на карты наносятся основные геологические особенности залегания коллектора (контуры нефтегазоносности, тектонические нарушения и др.), схема местоположе­ния скважин (по типам). Оценка коэффициентов охвата (как по п, так и по S) выпол­няется на основании показаний скважинной расходо- и термометрии (профили при­тока/приемистости) и суммарных дебитов, получаемых при испытаниях.

Геолого-промысловый анализ коэффициентов охвата по картам (для S) и по профилям (для К) позволяет дифференцировать и выявлять участки по степени их ох­вата воздействием, фиксировать зоны с высокой, средней и низкой степенью охвата, а также зоны, не охваченные воздействием. Увязка этих выводов с информацией о рас­пределении вертикальных и горизонтальных зон геологической неоднородности, а также с распределением пластовой энергии позволяет вводить необходимые уточне­ния в динамическую модель залежи.

Примером технологии для решения данной задачи состоит в следующем:

1. Уточнить по результатам ГИС-бурения и др. данным детальное геологическое строение залежи и ее начальные насыщения, включая положение контактов ВНК, ГНК. Здесь могут быть построены сводные разрезы и учтено распреде­ление ФЕС по толщине.

2. Определить изменения в насыщении толщин и оценить текущее насыщение пластов (по НК, ВАК с учетом влияния промытой зоны, состава заполнения ствола и пр.).

3. Внести необходимые поправки в профиль притока после выявления влияния межпластовых перетоков (термометрия, шумометрия), нарушений техниче­ского состояния скважин, состава заполнения ствола скважины.

4. Сопоставить результаты ГИС-контроля (профили и состав притоков/закачки) с исходными данными о продуктивном разрезе.

5. Уточнить разбивку разреза скважины на пласты и пропластки (с учетом дан­ных гидродинамических исследований), оценить эффективность комплексов ГИС-контроля.

6. Оценить весь спектр относительных количественных критериев работы каж­дого пласта (коэффициентов охвата и т.п.).

7. По картам распространения нефтенасыщенных толщин и зон неоднородно-стей выполнить рекогносцировку для обоснования положения профилей, не­обходимых для оценок выработки пласта по п. Данные подготавливаются уже с учетом абсолютных отметок границ раздела флюидов в пластах.

8. Выполнить построение профилей с наложением на них результатов ГИС-контроля и данных промысловых испытаний (динамические планшеты на оп­ределенные даты).

9. Построить схемы выработки (включая сопоставления по нагнетательным и добывающим скважинам), оценить взаимовлияние скважин, определить объе­мы и основные направления движения закачиваемых вод. При распределении дебитов и приемистости между пропластками учесть соотношения к и h в ка­ждой скважине.

10. Расчленить пласты на участки по степени и характеру охвата их выработкой (заводнением), сопоставить зоны с плохой выработкой (или с ее отсутствием) с информацией о неоднородности пласта, с динамикой изменения Р_т, с рабо­той (дебитами, обводненностью) отдельных скважин.

11. Выявить закономерности и оценить достоверность полученной информации.

12. Рассчитать соответствующие коэффициенты охвата для каждого пласта по площади. Построить карты распространения коэффициентов охвата (на опре­деленные даты). Проанализировать динамику и характер изменений коэффи­циентов охвата, сопоставив данную информацию с исходной (карты: струк­турная, нефтенасыщенных толщин; контуры контактов и т.д.) и другой, текущей, промысловой информацией (карты изобар, балансы объемов накоп­ленной закачки и отборов продукции, данные о фондах работающих и про­стаивающих скважин, история эксплуатации и ГТМ отдельных скважин).

13. Оценить невыработанные запасы (построить карты), выделив зоны опере­жающей выработки и обводнения.

14. Обобщить информацию о движении фронтов подошвенной и нагнетаемой во­ды во времени по каждому из пластов залежи. При наличии данных об опе­режающем обводнении по отдельным пропласткам (толщинам) задокументи­ровать их. Далее возможна выработка прогнозов интенсивности и направленности заводнения по залежи (с учетом ФЕС пласта).

15. Описать результаты и задокументировать (в ГБД) как полученную на опреде­ленные даты динамическую модель. Дать характеристику ее достоверности. Результаты сопоставить с проводимыми мероприятиями по интенсификации добычи.

16. Сопоставить результаты данных оценок с результатами геологического и гидродинамического моделирования (выполненных независимо).

Данная методика может быть практически реализована только на месторождени­ях при достаточно высокой плотности исследований ПГК по площади и при соблю­дении системного подхода ведения ГИС-контроля.

 

15.4.3.2 Технология оценки текущей нефтегазонасыщенности пластов и характера их выработки (Серковой М.Х., Иванкович Е.В.)

Технология оценки текущей нефтегазонасыщенности пластов и характера их вы­работки [26] включает следующие этапы:

1. Анализ геологической неоднородности в зоне эксплуатационных скважин.

2. Анализ выработки пластов по данным ГИС-контроля в отдельных скважинах.

3. Определение источников обводнения.

4. Выявление закономерностей работы продуктивных пластов по ГИС-контролю.

5. Локализация по площади заводненных и нефтенасыщенных толщин.

Динамика изменения текущей насыщенности пла­стов при разработке и характер их выработки в значительной степени определяются неоднородностью объекта эксплуатации как по площади, так и по глубине. К харак­теристикам неоднородности относятся: эффективная толщина, проводимость, коэф­фициенты глинистости, песчанистости и карбонатности, расчлененность, типизация разрезов, зоны литофаций, толщина перемычек.

Детальный анализ геологической неоднородности пласта может быть сделан только по плотной сетке скважин с учетом результатов сейсмики 3D.

2. Работа продуктивных пластов оценивается по данным комплексов ПГИ с по­строением динамических планшетов. Работающие толщины устанавливаются по ха­рактерным аномалиям термометрии, механической и термокондуктивной расходо-метрии, спектральной шумометрии. Наиболее точно работа толщин по термометрии устанавливается, если выполнены замеры как на режиме работы пласта, так и во вре­мени после его остановки. Здесь необходимо учитывать возможность влияния меж-пластовых перетоков, ухудшения теплоотдачи в кавернах и др.

3. Поиск источников обводнения в условиях ППД (пониженных пластовых давлений??) - одна из наиболее сложных задач ГИС-контроля. Источником обводнения может быть как пластовая вода, так и специально закачиваемая. Также есть вероятность заколонных перетоков «чужой» воды по негерметичному цементному кольцу (как снизу, так и сверху) или задавливания скважинной жидкости в пласт вследствие высокого гидростатического давления в стволе (с последующей отработкой пласта смесью с задавленной водой).

Специальные методы ГИС-контроля, направленные на оценку текущего насыще­ния интервалов пласта (НК, ИНК, УКК, ВАК), не всегда дают надежную информацию. Методы же оценки состава притока в первую очередь оценивают состав заполнителя в стволе, распределение которого в скважине может не совпадать с положением контак­тов в пластах. Поэтому задача должна решаться комплексно. При ее решении обяза­тельно выполняется сопоставление данных ГИС-контроля с результатами ГИС-бурения.

Обводнение пластовой водой в скважине определяется ее расстоянием от конту­ра нефтегазоносности, положением ВНК (ГВК).

В случае обводнения продукции закачиваемой водой поиск источника заключается в:

■ оценке динамики изучения промысловой обстановки с учетом неоднородности строения пласта;

■ прослеживании путей продвижения закачиваемых вод от нагнетательных скважин к добывающим во времени (см. рис. 15.4.3.4);

■ оценке коллекторских свойств по пути продвижения нагнетаемых вод по результатам построения детальной геологической модели и данным межскважинных исследований;

■ анализе добычи с целью определения времени, необходимого для продвижения по пластам фронта нагнетаемых вод, а также использовании сценариев разработки объекта на основании гидродинамического моделирования (рис. 15.4.3.5).

Анализ данных добычи, привязанных к определенному перфорированному пла­сту, дает возможность проследить распространение обводнения от нагнетательных скважин к добывающим. Известно, что ФЕС напрямую связаны с эффективной тол­щиной пластов [26], поэтому показатели разработки (приемистость, дебит, обводнен­ность) рекомендуется рассматривать вместе с картами эффективных толщин (также могут быть использованы и карты свойств неоднородности пласта).

После того, как определена работа нагнетательных и добывающих скважин, стро­ятся профили по линиям скважин от нагнетательных скважин к добывающим, чтобы сопоставить перфорированные прослои. Эта операция позволяет оценить характер влияния нагнетательных скважин на добывающие.

В отдельных случаях удается проследить эффекты, связанные с пуском или оста­новкой нагнетательных скважин, которые с некоторым запозданием (до 1—2 месяцев) отражаются на графиках работы (кривых дебитов жидкости, воды, обводненности) для соседних добывающих скважин. В совокупности, изучая промысловые данные, результаты межскважинных исследований и ПГИ в скважинах, учитывая результаты геомоделирования, возможно получить информацию, характеризующую гидродина­мическое взаимодействие и связь между блоками залежи, условно разделенными гео­логическими барьерами.

На следующем этапе устанавливаются закономерности работы пласта в зави­симости от ФЕС и геометрии залежи. Выборка скважин для анализа производится по результатам интерпретации ГИС-контроля, на основе карт текущего состояния разра­ботки с учетом геологической модели (характера неоднородности пластов) и положе­ния скважин относительно системы заводнения. Выявление закономерностей произ­водится путем построения графиков и гистограмм для определения свойств пласта и работающих (обводненных) толщин.

Построение карт заводненных и нефтенасыщенных толщин осуществляется по результатам обобщения данных ГИС-контроля и данных добычи. Картирование невы-работанных запасов производится согласно карте зон развития литофаций. По призна­ку фациальной принадлежности предложено оценивать запасы и КИН, т.к. это дает ад­ресную привязку к участкам пласта, вовлеченным и не вовлеченным в разработку.

Пример построения карт текущего насыщения участка месторождения в процессе разработки приведен.

 

 

ПРИМЕР Технологии оценки свойств всей скважины

 

Рассмотрим, как, благодаря информативности таких критериев, можно проанализиро­вать причины снижения эффективности разработки отдельных зон нефтяного место­рождения (на примере нефтяной оторочки ГКМ).

Предварительно по месторождению примерно для 200 скважин были собраны и проанализированы изменения в динамике следующих информативных свойств ПГК:

■ характеристик выработки нефтяного пласта (коэффициента охвата выработкой - он же коэффициент действующей толщины; коэффициентов работы пласта по каждой из фаз насыщения; коэффициентов охвата пласта перфорацией);

" характеристика геологической неоднородности пласта (параметров неодно­родности; эффективных толщин; суммарных нефтенасыщенных толщин и пр.);

■ характеристик текущего энергетического состояния пласта (Рпл) и частично его фильтрационные свойства (проницаемости к; пьезопроводности Се; гидропроводности ε - по результатам глубинных гидродинамических испытании);

■ характеристик технологического и технического состояния отдельных пластов и скважин в целом как единого эксплуатационного объекта в системе «скважина-продуктивные пласты» (удельных фазовых продуктивностей; комплексного критерия, характеризующего нарушение эксплуатационных свойств (индекс нарушенной эксплуатации скважин -ИН_НЭС ).

Следует отметить, что основные объекты добычи нефти в данной зоне месторо­ждения (три пласта валанжинской залежи) разрабатывались по сложной схеме вскры­тия. В частности, отдельные скважины эксплуатировали только один из продуктив­ных пластов, другие же — одновременно два или даже три. В процессе проведенияПГИ были достоверно установлены многочисленные факты межпластовых перетоков в скважинах по заколонному негерметичному пространству цементного кольца. Это привело к частичному заводнению вышележащих горизонтов и к потере ими необхо­димой для фонтанирования пластовой энергии, вследствие чего часть скважин при­шлось эксплуатировать в режиме газлифта путем подачи газа из соседних скважин-доноров, причем некоторые скважины (с наихудшими эксплуатационными свойства­ми) готовились к переводу на насосную эксплуатацию. Большая же часть скважин еще продолжала фонтанировать. Средние объемы добычи продукции в скважинах со­ставляли: <2„=25т/сут, <2_е=3т/сут, <2_г=10тыс.н.м³/сут. Таким образом, на момент анали­за стадия разработки рассматриваемой нефтегазовой залежи была еще далека от за­вершающей.

Однако в одной из зон, где велась активная разработка нефтенасыщенной толщи верхнего пласта, по термометрии и другим методам ПГИ напротив нижележащего пласта была выявлена повышенная активность водоносных слоев. Вероятность гид­родинамической взаимосвязи у этих объектов была высокой, что не могло не повли­ять на картину добычных способностей скважин в указанной части залежи. Чтобы ис­следовать причины данной взаимосвязи, были оценены индексы нарушенной эксплуатации скважин (подробно об ИН_НЭС смотри в разделе 1.1.5), площадное рас­пределение которых представлено на рис. 15.4.3.8.

Повышение ИНнэс приходилось как раз на те скважины, где были выявлены межпластовые перетоки воды снизу. Изучив сложный характер вертикальной неоднородности разрезов по целому ряду профильных построений, удалось установить связь между условной неоднородностью перемычек вмещающих пород и исследованными по ПГИ проявлениями подтягивания вод через заколонное пространство в отдельных скважинах. Чем меньше был интервал перемычки между соседними эксплуатацион­ными объектами, чем менее однороден в плане характеристик вертикальной расчле­ненности разреза ВР и относительной изменчивости ОИ и чем выше был индекс не­однородности ИНнеод у ниже расположенного коллектора, тем чаще проявлялись факты возникновения негерметичностей в цементном камне затрубного пространства и подтягивания воды.

Кроме того, на локальных участках удалось получить устойчивые картины посте­пенного нарастания величин ИН_НЭС во времени, которые значительно предвосхищали сами процессы заводнения скважин и дальнейшую потерю ими самостоятельной рабо­тоспособности. Вследствие чего стало возможным использовать данные количествен­ные критерии комплексной оценки скважин (ИНнэс) для диагностики работы скважин, выявления потенциальных объектов будущего капитального ремонта.