CC BY
17
программы комплекса MARK.
Анализ результатов, полученных программой GHALIS при геометризации полей ТПОПЗН, отвечающих различным нефтяным залежам Пермского Прикамья, показал, что строящиеся программой GHALIS горно-геометрические модели достаточно адекватны действительности и могут быть использованы при обосновании многих решений по регулированию разработки конкретных залежей. Особенно полезны такие модели в качестве средства прогнозирования обводненности продукции проектируемых дополнительных добывающих скважин.
Получено 15.07.03
УДК 551.734
И.И. Косков, Б.В. Косков, Г.В. Макаловский, Д.В. Пронин
ПермНИПИнефть
К ОЦЕНКЕ ДОСТОВЕРНОСТИ И ДОСТАТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПРОМЫСЛОВЫХ ЗАМЕРОВ.
ПРОВОДИМЫХ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПЕРМСКОГО ПРИКАМЬЯ
На основе большого количества данных обосновывается необходимость оценки и контроля за геолого-динамическими исследованиями в скважине.
На территории Пермской области разрабатывается более сотни месторождений, нефтяные залежи которых в основном приурочены к карбонатным отложениям верейского, башкирского и турнейского возраста и к терригенным отложениям тульского и бобриковского горизонтов. Достоверная оценка текущего состояния разрабатываемых залежей в значительной степени зависит от качества проводимых в скважинах текущих промысловых замеров динамических #ди„ и статических Н„ уровней (с последующим определением по ним забойных и пластовых давлений), прямых замеров пластового и забойного давления и от качества гидродинамических исследований (ГДИ) при регистрации кривых восстановления уровня (КВУ) и давления (КВД), а также индикаторных диаграмм (ИД).
Технология проведения ГДИ должна соответствовать требованиям, указанным в регламенте по составлению проектов и технологических схем [1], в инструкции по подсчету запасов нефти и газа [2] и в методическом руководстве по контролю за разработкой нефтяных местрожденнй |3, 4|. По-пому при сборе технологической документации, необходимой при потечете запасов УВ и для построения достоверных гидродинамических моделей пефшиых залежей, требуется получать качественную и постоянно пополняем)ю информацию о фильтрационных параметрах продуктивных нлаоов Однако зачастую ГДИ проводятся в явно недостаточном объеме, а сами па те «линия ввиду их низкого-качества не всегда информативны. Так, если ки'ншсрт« п. результатов ГДИ в разведочный и начальный период эксплуатации ч.гим.и (н финишном режиме) за редким исключением не вызывае! сомнения, н< pen им,пи исследования в скважинах механизированного фонда (более 1Л>"„ н< >•« i. жентуатационного фонда) нередко вызывают сомнения в их 'нкншерт« ш. и юм числе rio замерам пластового и забойного давления и в от-им- и.циг.н-¡¡нт v;ra тнной части пласта по ЮЗУ.
Анализ имеющейся информации о екналлшт, сторождению Пермского Прикамья выявил нтьмч жин гидродинамическими методами, коюрьп- ь иел-, ,t с та i¡-ku не всегда проведены на достаточно высоком уровне.
Большинство исследований удаленной ч.и ш п ¡а. м но месюрождениям Ножовской группы (Падунское, Змеевсяое, I lep>:i»M,m> мч>) некачественные. Например, по скв. 836 Первомайскою меетрол- jejiwi <и i,h i Г>б) КВУ недо-восстановлено (рис. 1). Только небольшою ч;н п. ьн.п- ¡ni ie ижаний можно условно отнести к качественным, т.к. малочпе и-нш.н- им« рм ча конечный период регистрации КВУ не позволяют чкереппо и ишншн- параметры пласта (пример - скв. 884 Первомайского мееторолченчи ни. i 1 i, на рис. 2,3).
tu ( •!■' ынапиях по 21 ме-НЧ10Н. ч ¡ученности сква-
! 0000
20000
30000
40000
Время снятия 50000 КВУ, мин
Рис. 1. Кривая восстановления уровня (замеры Яст пересчитаны в давление): кривая / построена по выполненным замерам, кривая 2 условная - отсутствующее продолжение КВУ
120
100
I 80
1 60 ез
<5 40
20
0
' ' ' I I I ' Г I ' I I I I I I т г | 1 I ■ I | I I I I I I I I I
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000
Время снятия КВУ, мин
Рис. 2. Кривая восстановления уровня (замеры Яст пересчитаны в давление)
При анализе результатов КВУ Змеевского месторождения за весь период его разработки с 1980 г. из более чем 270 КВУ только 18% из них можно отнести к качественным. Причем к качественным КВУ были отнесены и необработанные замеры, по которым возможен, но не сделан в свое время расчет параметров исследованных пластов. Следует отметить практически полное отсутствие в скважинах механизированного фонда исследований методом установившихся отборов на разных режимах с построением индикаторной диаграммы (ИД), которые особенно важно выполнять в скважинах, эксплуатирующих залежи высоковязкой нефти (более 25 мПа-с), т.к. при высокой вязкости нефти возможно проявление аномальных (неньютоновских) свойств. Например, на Падунском месторождении, пласт Т (вязкость 49 мПа-с), исследование было проведено один раз в скв. 315, а тот же пласт Первомайского месторождения (вязкость 48,8 мПа-с) данным видом ГДИ вообще не исследован.
Текущие замерьг Рил и Рза6 в скважинах можно четко разделить по степени их информативности. Информативность замеров заключается в наличии показаний пластовых и забойных давлений, по которым можно проследить динамику работы скважины с выходом на коэффициент продуктивности, а затем и на фильтрационные параметры призабойной зоны пласта (ПЗП) и оценку начальных и текущих параметров в соответствующие периоды времени (рис. 4). Неинформативные замеры характеризуются невыдержанностью или отсутствием показаний за большой период времени (в том числе замеров РШ1 при наличии замеров Рза6 и наоборот). Например, в скв. 540 Баклановского месторождения (рис. 5) эпизодически проводились замеры пластового и забойного давления, а в скв. 346 Уньвинского месторождения (рис. 6) проводились замеры только пластовых давлений, по которым невозможно оценить ни начальный, ни текущий коэффициенты продуктивности или приемистости скважин. В последнем случае грубо нарушен регламент РД по контролю за разработкой.
20:........................г—..........-................................................................1
10 ^.......-.....-.......—.....р......—-................... ;
о |—,—,—,—,—\—,—,—,—,—,—,—,——г—,—,—
4 4,5 5 5.5 6
^ «.с
Рис. 3. Обработка КВУ методом полулогарифмической анаморфозы (ДР - прирост давлений; г- время снятия КВУ; /-угол наклона, характеризующий фильтрационные параметры пласта)
' Дата пуска !8.01.1985;
• Рпл Ш Рзаб
* ) '' ' I ' ' ' 11 ' 111 > и I ' ' I >
т 40 ^ ОС о. о —
оо ос се сс ос о
О С". о* о ^ о о
>Т'' ' ' ГГ'Г- 1)1)111
ГI гл - г
Дата
Рис. 4. Динамика пластового и забойного давлений по скв. 276 Альняшского месторождения (пласт Бб2)
12
10
гз
8
у 6
я 4
2
0
I Рпл
I Рзаб
Дата
Рис. 5. Динамика пластового и забойного давлений по скв. 540 Баклановского месторождения (пласт Бш)
Рпл
Дата
Рис. 6. Динамика пластового и забойного давлений по скв. 346 Уньвинского месторождения (пласт Тл+Бб)
К непредставительной текущей промысловой информации следует отнести замеры пластового и забойного давления, выполненные с нарушениями технологии. Например, в скв. 1009 Первомайского месторождения (рис. 7) и в скв. 305 Злодаревского месторождения (рис. 8), находящихся в эксплуатации, пластовое давление ниже забойного, что в принципе не может быть.
о Дата
Рис. 7. Динамика пластового и забойного давлений по скв. 1009 Первомайского месторождения (пласт Т)
Рис. 8. Динамика пластового и забойного давлений по скв. 305 Злодаревского месторождения (пласт В3В4)
Не случайно четкое отслеживание динамики пластового и забойного давлений (с дальнейшим выходом на гидродинамические параметры ПЗП) во многих случаях, при условии выполнения требований РД по количеству замеров, очень проблематично. Пример по скв. 176 Падунского месторождения представлен на рис. 9.
20 q
16 i
гз 14 :
S 12 j
о 10 :
8 :
Сч 6 :
4 i
2 ;
0 ^
-garra-ntcua 30.03.198+-
з Ш Ф
> Рпл
I Рзаб
™ О-! ЧС СС О
ссоссссоссюссосэс
CN СП -о [— ОС С4'
с^ о о о о
Дата
Рис. 9. Динамика пластового и забойного давлений по скв. 176 Падунского месторождения (пласт Т)
Практически по всем месторождениям Пермской области наблюдается очень большой процент некачественных замеров пластовых и забойных давлений (в среднем 20-30%). Так, по Ленинскому месторождению доля некачественных замеров давления составляет 45% (месторождение находится в эксплуатации с 1974 г.. общий фонд.....36 скв., включая скважины, выбывшие из эксплуатации).
Анализ результатов гидродинамических и промысловых исследований скважин показал, что информация по скважинным исследованиям не всегда репрезентативна и качественна. Подводя итог можно также отметить следующее:
1. Чтобы улучшить настоящее состояние проводимых мероприятий по контролю за разработкой нефтяных залежей (контроль энергетического состояния залежи), необходимо обеспечить качественную оценку величины Р,ы. Этого можно достичь за счет выполнения качественных исследований методом неустановившейся фильтрации (КВУ) с дальнейшим расчетом величины Рю по методу произведения [3] или методу Хорнера [5]. При соблюдении соответствующей периодичности исследований (согласно РД 153-39.0-109-01 один раз в полгода) можно будет получить два качественных замера величины Рш, Для этого требуется при снижении темпа роста уровня в затрубном пространстве чаще выполнять замеры статического уровня #„. Необходимая частота регистрации КВУ может быть решена при применении автоматических цифровых приборов «Судос-автомат», Микон-811 и др.
2. Замеры динамического уровня #лак (с дальнейшим пересчетом в Р.а5), дебита и обводненности продукции необходимо выполнять перед остановкой скважины для накопления (скважина находится в периодической эксплуатации) или после периода работы, превышающего время регистрации КВУ перед оста-
новкой скважины для ГДИ. При выполнении замеров следует руководствоваться требованиями регламента по определению пластового и забойного давлений [6].
3. Строго соблюдать требования РД по контролю за разработкой очень трудно - это касается месторождений с большим фондом скважин (около 1000 и более). Напрашивается вывод - меньшее количество качественных ГДИ и текущих замеров пластовых и забойных уровней (давлений) лучше большого количество замеров, не несущих достоверной информации. Здесь очень важную роль играет именно качество проводимых ГДИ и замеров Рт и Р^ь,
На наш взгляд, существует две проблемы, относящиеся к области человеческого фактора, не разрешив которые не стоит думать о получении достоверных величин энергетической и фильтрационных характеристик эксплуатационного объекта. Первая - низкий уровень квалификации исполнителей исследований и текущих замеров (что ведет к несоблюдению технологии замеров и гидродинамических исследований), а также отсутствие надлежащего контроля за качеством проводимых исследований. Вторая - отсутствие четкого взаимодействия между технологической и геологической службами нефтедобывающих предприятий. Это, в частности, касается момента замера #дин (Prd,-,) в скважинах периодического фонда.
Библиографический список
1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96 ВНИИ. М*. 1996. 202 с.
2. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете министров СССР (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов/ ГКЗ СССР. М, 1984. 65 с.
3. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-гсофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД 39-100-91/ВНИИ. N4., 1990. 331 с.
4. Методические указания. Комплсксирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01/ ВНИИ. М., 1995. 68 с.
5. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. РД 39-3-593-81/ ВНИИ. М„ 1993. 88 с.
6. Временное руководство по определению забойного и пластового да и пения в скважинах механизированного фонда по данным измерений устьевого давления, динамического и статического уровней и давления у приема насоса. РД 39-0147035-212-87/ВНИИ. М, 1998. 188 с.
Получено 25.07.03
