CC BY
39
УДК 622.279.5.001.42:544.72
Е.В. Чепкасова
Диагностирование и количественная оценка перемещения газоводяного контакта на основе ретроспективного анализа газодинамических исследований
Ключевые слова:
массивные залежи газа,
газоводяной контакт,
газодинамические
исследования
скважин,
контроль
разработки
месторождений
углеводородов.
Keywords:
massive gas deposits,
gas-water interface, gas-dynamic research of wells, control
of hydrocarbon fields' development.
Эффективность выработки запасов газа, сосредоточенных в массивных залежах, напрямую зависит от эффективности контроля изменения положения газоводяного контакта (ГВК). Оперативный контроль положения флюидального контакта позволяет продлить безводный период работы газовых скважин, увеличивая срок их бесперебойной эксплуатации, повысить экономическую эффективность проектов.
На сегодняшний день динамику перемещения ГВК диагностируют посредством промысловых геофизических исследований (ПГИ) скважин нейтронными, индукционными, электромагнитными методами, а также методами широкополосной акустики, измерений удельного электрического сопротивления и др. Все большую значимость при решении подобных практических задач приобретает комплексирование перечисленных методов, которое позволяет идентифицировать положение ГВК с большей степенью достоверности [1].
Перечисленные методы контроля положения ГВК показали высокую сходимость результатов в условиях наличия непосредственного соприкосновения стенки скважины с флюидальным контактом. В общем случае для определения текущего положения ГВК перечисленными методами используют наблюдательные скважины, которые характеризуют локальную картину положения границы раздела фаз. В процессе выработки запасов положение ГВК в районе эксплуатационных скважин может значительно отличаться от его положения в наблюдательных скважинах, и это необходимо учитывать при осуществлении контроля разработки месторождений углеводородов и прогнозировании основных технологических показателей.
Далее предлагается методология расширения области контроля положения ГВК посредством дополнения существующих методов ПГИ ретроспективным анализом результатов газодинамических исследований (ГДИ). Разработанный алгоритм применен на ряде месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (далее - Общество) и показал хорошую сходимость с результатами ПГИ.
Методология
Согласно инструкции Р Газпром 086-2012 [2], периодичность исследований скважин устанавливается в соответствии с проектным документом по разработке. В среднем по месторождениям Общества ежегодный охват эксплуатационных скважин ГДИ составляет 25-30 %, что позволяет за три-четыре года исследовать 100 % эксплуатационного фонда каждого месторождения. Любое ГДИ является комплексным, т.е. предполагает снятие длительной по времени кривой восстановления давления (КВД) с последующей регистрацией индикаторной диаграммы (ИД) (рис. 1). Подобный подход позволяет одновременно решить ряд задач: определить фильтрационные свойства пласта, продуктивность скважины, оценить энергетическое состояние залежи, установить наличие или отсутствие граничных условий (границ различных типов) [1-5].
Первичным исследованием назовем такое ГДИ, которое проводят в рассматриваемой скважине после ее ввода в эксплуатацию (освоения), все последующие ГДИ будут иметь «повторный» характер, их обозначим через текущие исследования.
g 27,2 ^ §
« 26,8 -
26,4 -26,0 -25,6 -25,2 -24,8 -
~П-ГТ"
19:00:00 20:00:00 21:00:00 22:00:00 23:00:00
Время, чч:мм:сс
Рис. 1. Комплексное ГДИ (КВД + ИД)
В основе разработанной методики лежит анализ динамики изменения со временем t комплексного параметра динамической проводимости a(t) = &йэф(0 (где к - средняя фазовая проницаемость коллектора, м2; к3ф - эффективная газонасыщенная мощность коллектора, м), определяемого в ходе интерпретации нестационарных исследований, к которым относят КВД.
В основе обработки КВД лежит решение дифференциального уравнения пьезо-проводности, которое для фильтрации газа в пористой среде имеет нелинейный характер, поскольку основные свойства газа зависят от давления:
p dp
k -V[-PVp
(1)
цг дt фцсг ^цг
где р - давление, Па; д - вязкость газа в пластовых условиях, Па-с; г - коэффициент сжимаемости газа; сг - сжимаемость пластового газа, Па-1; ф - средняя пористость коллектора, д. ед.
Для решения уравнения пьезопроводности Л. С. Лейбензон предложил ввести функцию псевдодавления т(р):
р
m( p) = 2\-P-dp.
о M2
(2)
После подстановки псевдодавления в уравнение пьезопроводности (1) получим:
72™/ „ч _ 1 дШ(Р)
V 2m( p) =
œ dt
(3)
где ж - коэффициент пьезопроводности системы, характеризующий площадную скорость распространения изменения поля давления в пласте, м2/с. ж определяют на статике или при начальных пластовых условиях:
œ =-
ЦфСг
(4)
В общем виде решение уравнения (3) для случая длительной работы газовой скважины перед ее закрытием на устье выглядит следующим образом:
m( p3 ) = m( pml )-
^ст Pcx ^
(t )Tc
+ 2(S + Dqal )
(5)
где рз, рпл, рст - забойное, пластовое и стандартное давления, Па, соответственно; qCT -дебит газа при стандартных условиях, м3/с; Тст, Тпл - стандартная и средняя пластовая температуры, К, соответственно; r - радиус скважины, м; S - механический скин-фактор; D - коэффициент не-Дарси-эффектов, с/м3; t - время остановки скважины, с.
Если пластовое давление ниже 13,79 МПа, для реального газа множитель цг = const, тогда решение уравнения пьезоповодности для условий остановки скважины, работающей длительное время, примет вид:
А2 = PL - ^fin22^ + 2(S + Dq„) 1. (6)
^ 2пккэф (t)Ta I r2 V ^J W
P
Для пластового давления больше 20,68 МПа — = const, тогда решение уравнения (3) принимает вид: ^
9ст B Цщ.
Рз Рш
(t)
In225^ + 2(S + DqcT)
(7)
где Вг - объемный коэффициент газа; цпл - вязкость газа при пластовых условиях (или на конец цикла снятия КВД), Па-с.
Воспользовавшись производной Бурде
d(m(Аш)- m(p3 )у_ qCIp^
д ln t
и ото-
2пккэф (Г )Гст
бразив на билогарифмическом графике изменение давления совместно с производной давления, можно определить динамическую проводимость а(/) коллектора. Рассмотрим общий случай, подходящий для любого диапазона давлений. Для условий установившегося радиального фильтрационного потока производная изменения давления со временем есть величина постоянная: на билогарифмическом графике она имеет нулевой угол наклона (рис. 2).
Определим динамическую проводимость коллектора в районе исследуемой скважины:
a(t) = khэф (t) =
2 nT
д(т( Рия)- m( Р3))
д ln t
(8)
при стабилизации
Таким образом в ходе каждого текущего ГДИ находим динамическую проводимость. Сопоставляя текущую динамическую проводимость с первоначальной
2 104 «
1 — производная Бурде
•&1 (U
-
102
10-
100
101
102
103
Рис. 2. Билогарифмический диагностический график
(которая установлена в ходе «первичных» исследований) определяем динамику изменения данного параметра.
Рост динамической проводимости коллектора является следствием вовлечения в разработку дополнительных пропластков, что благоприятно влияет на выработку запасов газа. Такой случай на практике (в условиях разработки газа сеноманского возраста) встречается редко ввиду однородности коллектора.
Обычно динамическая проводимость коллектора уменьшается со временем. Причины могут быть разными: например, уменьшилась эффективная газонасыщенная мощность коллектора, или на забое скважины сформировалась жидкостная или плотная песчаная пробка, которая исключила из процесса дренирования некоторые пропластки. Такая же динамика рассматриваемого параметра возможна в случае проведения водоизоляционных работ, в ходе которых интервалы притока газа претерпевают изменения. Детальный анализ истории эксплуатации исследуемой скважины позволит установить причину уменьшения динамической проводимости коллектора в изучаемом участке залежи.
Совмещение разновременных билогариф-мических графиков позволяет наглядно отобразить изменение работающей газонасыщенной мощности коллектора в районе исследуемой скважины в терминологии изменения положения радиального фильтрационного потока (рис. 3).
Количественная оценка изменения положения ГВК рассчитывается из отношения
изменения текущей динамической проводимости коллектора к проницаемости коллектора в области исследуемой скважины, определенной в ходе первичного ГДИ:
к = к
"ГВК тек "гвк„
а(0) - а(Г1)
(9)
где кгвк тек, кГВКо - текущее и начальное положения ГВК, м, соответственно; а(0), а(/,) - значения динамической проводимости коллектора, м3, определенные в ходе первичных и текущих 1-х исследований в скважине соответственно.
Результаты
Разработанная методология контроля изменения положения ГВК была апробирована и в настоящее время широко используется на массивных газовых залежах сеноманского возраста месторождений Общества. Так, на одном из участков месторождений выявлен целый ряд изменений параметра а(0. Автором проведено сопоставление выявленных изменений комплексного параметра динамической проводимости а(/,) по ГДИ с результатами ПГИ-контроля положения ГВК в пласте. В скважинах, где геофизическими методами диагностируется изменение положения ГВК в пласте, ГДИ показывают снижение а(/,). В результате сформировано принципиальное понимание того, что снижение параметра а(/,) является индикатором изменения положения ГВК в пласте.
Характерными особенностями залежи, где получена рассматриваемая зависимость,
Рис. 3. Ретроспективный анализ ГДИ: диагностический график с производной Бурде
являются: массивность, сравнительно малая газонасыщенная мощность (около 30 м), высокая проницаемость (среднее значение к = 0,320 мкм2), низкая расчлененность. Детальные исследования показали, что результаты ГДИ могут выступать не только в роли индикатора изменения ГВК. В ряде случаев с их помощью можно выполнить и количественную оценку высоты подъема ГВК посредством сопоставления изменений динамической проводимости со временем. Сопоставление высоты подъема ГВК, определенного стандартной (ПГИ) и предлагаемой (ГДИ) методиками по ряду скважин, представлено на рис. 4. Анализ показал, что абсолютное отклонение изменения положения ГВК по предлагаемой методике составляет 0-3 м при среднем линейном отклонении 1,64 м. Коэффициент корреляции 0,75 указывает на хорошую сходимость результатов сравниваемых методов.
Сравнительный анализ результатов независимых определений высоты подъема ГВК методами ПГИ и ГДИ показал жизнеспособность рассматриваемой методики. После проведения широкомасштабных ГДИ с охватом всей площади месторождения на одном из участков месторождения изменение положения ГВК выявлено в 15 скважинах, причем ПГИ проведены только в 11 скважинах. Идентифицированные изменения по 11 скважинам хорошо согласуются с результатами ПГИ. При этом ГДИ имеют больший площадной охват и значительно расширяют
Изменение кгш тек по данным ГДИ, м
Рис. 4. Сопоставление данных о высоте подъема ГВК, полученных методами ПГИ и ГДИ
представление о зонах и областях поднятия ГВК. Рассматриваемая методика способствует контролю разработки месторождений, что приводит к улучшению как эффективности выработки запасов, так и экономических показателей добычи углеводородного сырья.
Предлагаемый способ обладает некоторыми достоинствами. Во-первых, он позволяет увеличить площадной охват исследованиями в части получения дополнительной информации по участкам и зонам изменения ГВК. Совместно с методами ПГИ обобщение информации по изменению уровня ГВК сделает процесс разработки месторождения более управляемым. Во-вторых, данный способ дает информацию об изменении положения ГВК в тех случаях, когда традиционные методы ПГИ сделать этого не могут в силу конструктивных особенностей скважины. В-третьих, в ряде случаев способ может использоваться как альтернатива дорогим технологиям ПГИ. Такой подход позволит снизить затраты на ПГИ за счет выполнения исследований не систематически, а по необходимости после диагностирования изменения положения ГВК методами ГДИ.
Вместе с тем предложенная методика имеет недостатки. Так, определение высоты подъема ГВК осуществляется расчетным способом, что снижает достоверность количественной оценки. Также к недостаткам стоит отнести отсутствие возможности диагностировать изменение ГВК в рамках одного ГДИ в скважине. Обязательно необходим элемент сопоставления: сравнение с результатами предыдущих исследований. Метод не позволяет идентифицировать образование конуса подошвенной воды, который формируется в околоскважинной зоне, другими словами, он ориентирован в основном на удаленную зону пласта. Данным способом нельзя диагностировать изменение положения ГВК в случае, когда его перемещение происходит за областью распространения импульса давления по вертикали (дренируемая часть продуктивного пласта по разрезу). Последнее в большей степени является ограничением, а не недостатком.
***
Таким образом, в ходе анализа разновременных результатов ГДИ разработан и предложен дополнительный метод контроля изменения положения ГВК в массивных газовых залежах, имеющих однородное строение.
Сопоставление полученных результатов с традиционными методами оценки флюидонасы-щения показало высокую степень сходимости результатов. Доступность метода позволит геологическим службам газовых промыслов
реализовать предложенный автором подход без привлечения дополнительных затрат и обеспечить тем самым гибкий контроль выработки запасов.
Список литературы
1. Кременецкий М.И. Гидродинамические
и промыслово-технологические исследования скважин / М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов. -М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.
2. Алиев З.С. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин: учеб. пособие для вузов / З.С. Алиев, Л.В. Самуйлова. - М.: МАКС Пресс, 2011. - 340 с.
3. Р Газпром 086-2010. Инструкция
по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Ч. 1. - М., 2011.
4. Мингазеев П.В. Гидродинамические исследования скважин / П.В. Мингазеев, М.В. Панков, Т.Е. Кулагина и др. - Томск: Изд-во ТПУ, 2004. - 340 с.
5. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models / D. Bourdet // Handbook of petroleum exploration and production. -Elsevier Science B.V., 2002. - V. 3.
