CC BY
65
УДК 550.8.05
ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ВОДОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ
В.А. Останин, В.Е. Пешков, И.В. Крохалев*, К.М. Паровинчак**, Н.В. Сырчина***, Н.О. Тихомирова***
Томский филиал ФГУП «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья», г. Томск
*ОАО «Таймыргаз», г. Норильск **ОАО «НК Роснефть», г. Москва ***ООО «Сибнефтегазинновация 21 век», г. Томск E-mail: [email protected]
Описан алгоритм расчета гидродинамических параметров водонасыщенных пластов по результатам исследования одиночных скважин. Обоснована возможность подсчёта запасов пластовых вод с высокой точностью по значениям гидродинамических параметров, без применения гидропрослушивания пар скважин.
Ключевые слова:
Гидродинамические исследования, гидропроводность, депрессия, пьезопроводность, подсчет запасов, скважина, установившийся режим.
Key words:
Hydrodynamic research, pressure drawdown, water permeability, estimation of reserves, piezoconductivity, drillhole, steady-state regime.
Одним из направлений использования водных ресурсов водоносных пластов является их применение в целях поддержания пластового давления при добыче нефти.
При составлении проектных документов на разработку месторождения при обосновании уровней добычи нефти необходимо обосновать объем закачки воды в систему поддержания пластового давления и необходимый запас воды, добываемой из водозаборных скважин.
Запас воды на водозаборе определяется как его суточная добыча на конец расчетного периода эксплуатации. Суточная добыча водозабора определяется как сумма добычи каждой скважины.
Запас воды по каждой скважине рассчитывается по известным в подземной гидродинамике формулам, описывающим зависимость дебита 0(Т) от перепада давления ДРс( Т) между его величиной на стенке скважины на глубине вскрытого ею пласта и давлением в пласте на контуре питания бесконечного пласта, где Рк=еош1.
Обоснование методики определения фильтрационных параметров водонасыщенного пласта необходимой для расчёта его эксплуатационного запаса является предметом исследования в настоящей статье.
При определении потенциального запаса воды 0(7), м3/сут., где Т - заданное время работы водозабора (состоящего из одной или группы скважин), при неустановившемся режиме фильтрации, что соответствует естественному процессу, в подземной гидродинамике и описывается [1] уравнением:
Q(T) =
APc (T )4ле
ln
2,25 XT
(1)
где ДРс(Т) - депрессия на пласт за время работы водозабора, кгс/см2; е=кк/л - комплексный пара-
метр, характеризующий гидропроводность пласта, где к - проницаемость пласта, см/МПа-с; к - толщина пласта, см; л - вязкость жидкости, мкм2-МПа/с; Т - проектное время работы водозабора, с; гп - приведённый радиус скважины, см; % -пьезопроводность пласта, см2/с.
Для определения этих параметров на скважинах предлагается выполнять комплекс гидродинамических исследований (ГДИС), обработка результатов которого позволит определить все необходимые для расчётов запаса водозабора, параметры пласта и скважины.
Технология исследования скважин должна включать: отработку скважины на установившихся режимах фильтрации как минимум на одном режиме и снятие кривой восстановления давления (КВД) после замеров дебита и забойного давления на этом режиме фильтрации пластового флюида.
Учитывая возможные погрешности при замере дебитов и забойных давлений при пробных откачках на водозаборных скважинах, строящихся на нефтяных месторождениях, которые должны обеспечивать расчётное количество воды для поддержания пластового давления авторы рекомендуют следующий комплекс ГДИС:
1. Исследование методом установившихся отборов на трёх режимах при обработке каждого режима за время Т1 - 12 ч, Т2 - 24 ч, Т3 - 48 ч.
2. После каждого режима снять кривую восстановления давления в течение времени (/ь /2, /3) равном времени - Тили (0,5...0,7) от Т1, Т2, Т3 -соответственно.
3. Обработать результаты ГДИС по программному комплексу «Баланс-Гидродина-мик» [1], в котором предусмотрена обработка КВД методом Хорнера [2], по формулам (1, 2).
ДР (t) =
T + t
4л Kh
ln-
(2)
2
r
t
Определение величины уклона: i = 6о^
4nKh
по-
зволит вычислить значение гидропроводности е =—. Величину уклона / рекомендуется опреде-
л
лять по 2-м точкам координаты, которых полностью соответствуют начальным и граничным условиям, принятым при решении системы дифференциальных уравнений, при выводе формулы (2).
Первая точка при = с при большой величине Ип(Т+/)// ~ 1пТ, где Т - время работы скважины с дебитом 0О до её остановки для записи КВД, а ДРс(0 в это время ещё равно 0.
Вторая точка берётся при Т=/, тогда 1п(Т+/)//=1п2=0,693, давление в этот момент временно равно пластовому давлению, а ДРС(0=Р„—Р0, где Рпл - начальное пластовое давление, замеренное перед пуском скважины в работу; Р0 - установившееся забойное давление при работе скважины с постоянным дебитом - 00.
Величина уклона прямой, определённой по координатам этих двух точек позволит избежать субъективных ошибок при определении величины /, а так же гидропроводности - е которая при выделении из уравнения (2) равна:
а
8 =-
4л/
(3)
При этом последнее прослушивание проводилось по технологии генерирования «гармоничного» импульса описанной руководителем исследований И.Д. Умрихиным в той же работе [6].
По этой технологии на скважине Р-27 проводились изохронные исследования методом установившихся режимов по схеме: одни сутки работы на режиме фонтанирования и сутки запись КВД (всего 3 цикла при диаметре штуцеров 4, 6, 8 мм). Все изменения давлений фиксировались на реагирующей скважине с отставанием на 2 ч. Этот эксперимент позволяет сделать вывод о необходимости найти способ определения запасов воды без использования величины пьезопроводности, определённой в чистом виде. При эксплуатации единственной скважины в водозаборе это возможно при использовании формулы Дюпюи [2], описывающей установившийся режим фильтрации флюида при работе скважины с постоянным дебитом Q0 - const с учетом (2) следующим уравнением:
_ 2л8ДР
60=гг-г ’ ^
ln R 1 Г
где Rk - радиус окружности контура влияния скважины площадью Sk (в см2) по определению она равна:
Sk = kR? = %tp где tp - время работы скважины, с.
Отсюда величина
Следующий неизвестный параметр пласта, характеризующий его пьезопроводность - %, который определяет величину скорости распространения волны возмущения (импульса давления) по площади пласта. Величина этого параметра, характеризующего свойства пласта, наиболее надёжно по мнению авторов [2, 3], определяется методом гидропрослушивания, для осуществления которого должны быть задействованы 2 скважины: возмущающаяся и реагирующая. Исследование скважин методом гидропрослушивания трудоёмкий процесс, а влияние неоднородности свойств пласта между скважинами на скорость прохождения пьезометрической волны по нему изучено не достаточно, чтобы учесть её при определении истинной величины пьезопроводности пласта [4, 5].
Существенное влияние изменения свойств пласта на скорость прохождения импульса между скважинами было отмечено авторами работы [6], в которой описан опыт применения этого вида исследований. Работы проводились в процессе пробной эксплуатации разведочных скважин Р-27 и Р-28 на Салымском нефтяном месторождении. Продуктивный пласт был вскрыт в баженовской свите, ёмкостные свойства, которого связаны с неравномерной сетью трещинных зон. Гидропрослушивание проводилось в двух направлениях от возмущающейся скважины Р-28 ^ Р-27. Время реагирования Тр на Р-27 наступило через 288 ч. После смены направления движения импульса в обратную сторону от Р-27 ^ Р-28 Тр=2 ч.
ln = ln R^ - 0,5ln tp
0,5ln T,
(5)
где - время работы скважины (при её исследовании) до замера дебита 00 при депрессии ДР; Т -расчётное время работы водозабора, на период которого необходимо определить запас воды 00.
Этот подход позволяет не выделять величину пьезопроводности в чистом виде, но в то же время учесть при расчётах её природное значение.
При эксплуатации водозаборов состоящих из нескольких скважин, которые могут быть расположены по какой-то системе, при расчёте запасов по каждой скважине по формуле (4), необходимо учитывать снижение величины ДР за счёт воздействия других работающих скважин, отбирающих воду из этого же объекта эксплуатации в водонасыщенных толщинах горных пород.
Решение М. Маскета о притоке упругой жидкости из бесконечного пласта к кольцевому стоку [7] описывает изменение давления в любой точке пласта на расстоянии Я при времени работы источника / следующей зависимостью:
ДР(Г; t) = Л Et 4л8
R2
4Xt
(6)
где ДР(Я;1) - величина падения давления в любой точке пласта на расстоянии Я от скважины, работающей в течение времени /.
Иными словами формула (6) позволяет рассчитывать падение давления в любой точке пласта
на расстоянии Я от неё за счёт работы скважины (или их групп) при известном режиме их работы с дебитом q за время I при известном расстоянии Я и при известных параметрах пласта е и %. Е - интегральная экспоненциальная функция она протабу-лирована от аргумента так же, как в таблице логарифмов [7].
Для того чтобы воспользоваться формулой (6) необходимо всё таки определить величину пьезопроводности. Один из широко известных способов оценки величины пьезопроводности основан на эмпирической формуле, приведённой в работе [2], которая имеет вид:
Х= , - , (7)
М трж +рс)
К
где — = вычисляется при известной величине
гидропроводности е, определённой по результатам гидродинамических исследований скважины, как описано ранее; m - пористость пласта, определённая по керну или по известным зависимостям керн-геофизический параметр, д.е; /Зж - коэффициент сжимаемости воды, определяемый по глубинным пробам, см2/кгс; Д. - коэффициент сжимаемости среды (горной породы - водоносного пласта), см2/кгс.
Для гидрофильных коллекторов Западной Сибири авторы работы [4] предложили упростить формулу (7) до следующего вида:
1 =---------------. (8)
цш{\ - КСе) рх
В этой формуле, в отличие от предыдущей, не учитывается сжимаемость скелета породы Д, из за её малой величины, но введён коэффициент связанности воды КСв, который для гидрофильных коллекторов достигает величины (0,1...0,2) от их порового объёма.
В настоящей работе предлагается определить пьезопроводность по результатам гидродинамических исследований непосредственно выполненных на изучаемом пласте, выразив её из уже определённой по формуле (5) величине 1п— = у, которая
Г
будет иметь следующий вид:
х = -
2/>2У ПТ I
Такой подход к определению пьезопроводности известен и описан в работе [3] на основе исследования водозаборных скважин эксплуатацию которых проводили открытым забоем и гс было рекомендовано брать по радиусу долота тогда гс=г,-,.
Водоносные горизонты, из которых отбирается вода на нефтяных месторождениях для её закачки в пласт для обеспечения поддержания пластового давления, находятся на глубине 1000.1800 м. При строительстве водозаборных скважин весь эксплуатационный горизонт перекрывается эксплуатационной колонной, а вторичное вскрытие пластов производится куммулятивной перфорацией. Кумулятивная перфорация производится малогабаритными зарядами ПР-43 или полногабаритными типа ПКС-80, в первом случае рекомендуется гс применять равной 2г,ь а во втором гс=5г,-,.
Апробацию описанного подхода авторы провели по результатам исследования двух скважин, эксплуатирующих водоносный горизонт в разведочных скважинах, результаты приведены в таблице. Значение гидропроводности, рассчитанное по эмпирическим формулам определено как случайная величина расчетов по формулам (7, 8). Значительное расхождения в определенных значениях пьезопроводности по разным методам можно объяснить расхождением величины толщины пласта h, которые могут значительно отличаться между собой.
По приведённым в таблице, результатам расчётов величины пьезопроводности двумя описанными методами, получены значительные расхождения в их величинах, поэтому при практическом применении величины пьезопроводности рекомендуется применять её средние величины, определённые разными методами, что позволит значительно снизить вероятную ошибку в гидродинамических расчетах.
Выводы и рекомендации
1. Предложенный алгоритм обработки результатов гидродинамических исследований скважин, эксплуатирующих водоносный горизонт или нефтенасыщенный плат, основан на классических решениях уравнений подземной гидродинамики, и позволяет по результатам исследования одной скважины определить величины гидропроводности и пьезопроводности пласта адекватные его физическим свойствам.
2. Для повышения точности расчётов рекомендуется исследовать скважину на 3-х режимах от-
Таблица. Результаты сопоставления гидродинамических параметров и запасов воды по двум скважинам
і
Наиме- нование площади № сква жины Интервал перфорации, м hэф, м Коэффициент продуктивности м3/(сут-МПа) Гидропроводность Е по КВД Д-см/мкм2 Время работы на режиме, ч 1п«кДс по МУО Пьезопроводность, см2/с Радиус контура питания, км Тр=35 лет АР на границе горного отвода через 2 км 0, м3/сут. через 35 лет при АР =150; 60 кгс/ см2
ж* X** Хср
Криволи- нейная 1-В 1600...1623 1708...1727 32 1100 1180 62 5,82 8674 1430 5000 14,3 2 727
Люкпай- ская Р-3 830.845 968.982 29 1200 850 5,6 3,85 1466 2920 1800 8,8 0,7 225
*По результатам гидродинамических исследований; **По эмпирическим формулам (7, 8).
качки при различных периодах времени работы на режиме, что позволит изменить величину воронки депрессии и оценить однородность пласта при различных величинах Rk.
3. По результатам изучения гидродинамических свойств пласта по скважинам, построенным на водозаборе и эксплуатирующим водонос -ный горизонт, можно построить его гидродинамическую модель и оперативно рассчитать взаимное влияние скважин и изменение их эксплуатационного запаса.
4. Полученная гидродинамическая модель пласта позволит определить количество скважин и режимы их работы для обеспечения необходимого запаса воды на водозаборе.
5. Установлено, что при известной величине пьезопроводности в расчетной точке, используя ПК «Баланс Гидродинамик», можно рассчитать снижение давления в любой заданной точке пласта, с учётом изменения его физических свойств по площади водозабора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Пешков В.Е., Крылов О.В, Захарова А.А. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009612364.
2. Ягафаров А.К., Кузнецова Н.П. Геолого-промысловые исследования скважин и пластов. - Екатеринбург: Издательский дом «Издат Наука Сервис», 2003. - 190 с.
3. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии нефти и газа. - Киев: Гос-техиздат, 1961. - 215 с.
4. Безгубова Н.Н., Велединский Б.И., Захарченко А.С. и др. Технико-экономическое обоснование новой научной концепции совершенствования технологий разработки малых нефтяных месторождений // Сб. научных трудов СНИИГГиМС / под ред. В.Е. Пешкова. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1997. - С. 38-46.
5. Щуров В.И. Влияние перфораций на приток жидкости из пласта в скважины. - Баку: Изд-во АзСССР, 1953. - 164 с.
6. Умрихин А.Д., Федорцов В.К., Алияров В.Х. и др. Практические указания испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Ч. III. Исследования комплексом гидродинамических методов. Кн. 1. - Тверь: ВНИИГИК, 1991. - 178 с.
7. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. -Москва-Ижевск: Изд-во Института компьютерных исследований, 2003. - 128 с.
Поступила 24.02.2012 г.
УДК 553.984:552.54
ФОРМИРОВАНИЕ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В ДОЮРСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ГЕОСИНЕКЛИЗЫ
А.Е. Ковешников
Томский политехнический университет ТФ Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, г. Томск E-mail: [email protected]
Углеводороды мигрируют в палеозойские карбонатные отложения юго-восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы с севера из главных зон нефте- и газообразования погружающейся баженовской свиты и с востока из нефтематеринских докем-брийских отложений Восточной Сибири и формируют в погруженных горизонтах доюрских пород протяженные трещинно-ме-тасоматические резервуары нефти и газа, связанные с месторождениями нефти и газа в палеозойских карбонатных отложениях системой подпитывающих трещин. Породы-коллекторы в силурийско-верхнедевонских карбонатных отложениях Западно-Сибирской геосинеклизы сформировались во вторично-катагенетический этап преобразования пород в виде трещинно-метасо-матических зон. Длительное континентальное стояние региона в перми-триасе почти не отразилось на формировании пород-коллекторов в карбонатных породах. Диагенетическая и первично-катагенетическая доломитизация с наложением на нее вто-рично-катагенетической доломитизации и вторично-катагенетического выщелачивания сформировали современный облик пустотного пространства пород.
Ключевые слова:
Доюрские карбонатные породы, Западно-Сибирская геосинеклиза, трещинные резервуары нефти и газа, доломитизация, выщелачивание.
Key words:
Prejurassic carbonate rocks, Western-Siberian geosineclise, cracks oil and gas reservoirs, dolomitization, lixiviation.
В Западной Сибири в настоящее время идет разведка и добыча нефти и газа из пород-коллекторов мезозойского возраста, имеющих гранулярную природу, в то время как доюрские карбонатные отложения в связи с особенностями форми-
рования и изменения вторичными процессами имеют гидротермальный порово-трещинный тип коллектора, что требует отдельного рассмотрения и подхода к добыче нефти и газа из таких коллекторов.
