CC BY
105
РАЗДЕЛ 3. РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.5.001.5
А.А. Ерофеев
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ КВД СКВАЖИН БАШКИРСКОГО ПЛАСТА ОПАЛИХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ1
Рассмотрены результаты обработки данных гидродинамических исследований добывающих скважин при разработке залежи нефти в карбонатных отложениях башкирского яруса Опалихинского месторождения (Пермское Прикамье). Выборка данных по кривым восстановления давления (КВД) с учетом результатов определения пластового давления разделена на две группы. К первой группе отнесены КВД с выходом на асимптоту (5 КВД), ко второй - не вышедшие на асимптоту в полулогарифмических координатах (12 КВД). При обработке КВД показано, что необходимо применять различные методы оценки пластового давления с целью повышения эффективности проведения гидродинамических исследований при эксплуатации добывающих скважин.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, гидродинамические исследования скважин, пластовое давление.
А.А. Erofeev
State National Research Polytechnical University of Perm, Perm, Russia
RESULTS OF CURVES OF PRESSURE RECOVERY PROCESSING AT THE OPERATING WELLS OF OPALIHINSKOE OIL FIELD
Results of data processing of hydrodynamic researches of extracting wells by development of oil deposit in carbonate collectors of Opalihinskoe oil field (Perm Prikamie) are considered. Based on the results of the determination of reservoir pressure for the validation of processing a sample of data from the curves of
1 Работа выполнена под руководством канд. техн. наук В. А. Мордвинова при проведении исследований в рамках реализации ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.
pressure recovery (CPR) is divided into two groups. The first group includes the CPR with access to the asymptote (5 CPR),the second group is not published on the asymptote in semilogarithmic coordinates (12 CPR). In processing the CPR is shown that it is necessary to use different methods for estimating formation pressure to increase the efficiency of the hydrodynamic researches of the operation wells.
Keywords: carbonate collector, hydrodynamic researches, oilfield pressure.
Процесс восстановления давления при гидродинамических исследованиях (ГДИ) добывающих скважин в коллекторах карбонатного типа происходит обычно низкими темпами, поэтому кривая восстановления давления (КВД) выходит на асимптоту в течение длительного времени. При этом результаты последующих измерений забойного давления мало или практически не отличаются от предыдущих его значений и принимаются в качестве восстановленного пластового давления, используемого при обработке данных исследований.
В статье анализируются результаты обработки данных, полученных при ГДИ добывающих скважин, эксплуатирующих залежь нефти в башкирских карбонатных отложениях (пласты Бш) Опалихинского месторождения (Пермское Прикамье).
Карбонатный коллектор залежи характеризуется средними значениями пористости - 16 %, проницаемости - 0,312 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях 9,6 мПа-с, газосодержание 19,2 м3/т при давлении насыщения 8,7 МПа.
Гидродинамические исследования скважин и обработка данных были выполнены без оценки степени восстановления забойного давления до величины пластового.
В табл. 1 приведены данные, полученные при снятии кривой восстановления давления в скв. 448. Для двух последних измерений получены одинаковые значения забойного давления, которые были приняты в качестве Рпл при обработке КВД. Исследования продолжались 13 суток. По виду КВД в полулогарифмических координатах (рис. 1) можно сделать вывод, что кривая не вышла на асимптоту на момент завершения исследования, то есть давление на забое скважины не восстановилось до Рпл.
Таблица 1
КВД в скважине 448
Время измере- ний, мин 0 570 2880 4500 7260 10124 11699 13089 14459 15969 17369 18909 20329
Давление на забое, МПа 3,891 4,851 7,301 8,252 9,065 9,506 9,673 9,829 9,937 10,055 10,123 10,202 10,202
Данные, полученные при ГДИ, повторно обработаны с учетом степени восстановления пластового давления.
АР, МПа
7
б
5
4 3
1 О
4 5 6 7 8 9 10
Int
Рис. 1. КВД для скв. 448 в полулогарифмических координатах
При обработке данных по методу произведения1 пластовое давление составило для скв. 448 11,002 МПа (рис. 2), что в 1,08 раза превышает принятое Рпл при обработке КВД, то есть пластовое давление восстановилось при проведении исследования на 92,7 %.
AP£t)-t, МПа-мин у = 11,002х-15 172,188
250000
200000
150000
100000
50000
0
0 5000 10000 15000 20000
t, МИН
Рис. 2. Обработка КВД для скв. 448 методом произведения
Пластовое давление при обработке данных исследований можно определить также при помощи методов детерминированных моментов дав-
1 РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. М., 1991. 540 с.
ления (ДМД) и Хорнера. Для рассматриваемой скважины />пл составило соответственно 11,001 и 12,134 МПа. Значение пластового давления по методу Хорнера отличается от Рпл по методу произведения более чем на 10 %.
Рассмотрим пример обработки результатов ГДИ скв. 432 (табл. 2). Исследование продолжалось около суток. Последние два измерения также имеют одинаковые значения, которые приняты в качестве пластового давления (10,80 МПа), вид КВД в полулогарифмических координатах (рис. 3) соответствует выходу кривой на асимптоту.
Таблица 2
КВД в скважине 432
Время измерений, мин 0 23 45 115 290 590 1435 1906 2965
Давление на забое, МПа 10,05 10,22 10,29 10,36 10,50 10,62 10,76 10,78 10,80
При обработке данных по методу произведения пластовое давление составило 10,836 МПа, что практически соответствует принятому Рпл при обработке КВД, пластовое давление восстановилось при проведении исследования на 99,6 %.
АР, МПа Л о
0 7 ■
0 6 -
0 S -
V,.’
U.-+ П } .
V, J 0,2 -П 1 -
V,1 0 ■
3 4 5 6 7 8 9
Int
Рис. 3. КВД для скв. 432 в полулогарифмических координатах
Пластовое давление при обработке данных исследований с применением методов ДМД и Хорнера составило 10,958 и 10,851 МПа соответственно. Таким образом, отклонение значений Рпл между различными методами составило не более 1,1 %.
Исходя из результатов определения пластового давления в приведенных примерах для оценки достоверности обработки результатов
ГДИ выборка данных по КВД разделена на две группы. К первой группе отнесены КВД с выходом на асимптоту (5 КВД), ко второй группе - не вышедшие на асимптоту в полулогарифмических координатах (12 КВД).
В табл. 3 приведены результаты обработки КВД, по которым кривая восстановления давления вышла на асимптоту. Степень восстановления давления по пяти скважинам составила в среднем около 98,7 % (по отношению к Рпл по методу произведения), среднее отклонение принятого при обработке КВД пластового давления от полученного по методу произведения не превысило 1,3 %.
Таблица 3
Обработка данных ГДИ при выходе КВД на асимптоту
№ п/п Но- мер скв. Продолжительность исследования, сут. Давление, МПа Откло- нение Ризм от Рмп, % Степень восстановления Ризм к Рмш %
макси- мальное измерен- Н°е Ризм пластовое
метод произведения, Рмп метод ДМД, Р 1 дмд метод Хор- нера, Р 1 мх
1 18 11 9,947 10,208 10,222 10,177 2,56 97,44
2 402 8,1 10,47 10,651 10,667 10,821 1,70 98,3
3 413 4,1 11,69 11,893 11,984 12,027 1,71 98,29
4 432 2,1 10,8 10,836 10,851 10,958 0,33 99,67
5 472 1,1 11,69 11,712 11,732 11,896 0,19 99,81
Среднее значение 5,28 10,919 11,06 11,091 11,176 1,27 98,73
В табл. 4 приведены результаты обработки КВД, по которым не получено выхода на асимптоту. По 12 исследованиям среднее значение степени восстановления Рпл составило 95,9 %.
Для первой группы скважин расхождение результатов определения Рпл по сравнению с полученными по методу произведения составило (средние значения): метод ДМД - 0,28%; метод Хорнера - 1,05%.
Для второй группы скважин расхождения более значительны: метод ДМД - 0,96%; метод Хорнера - 5,69%.
Таким образом, для КВД, по которым не получено выхода на асимптоту, определение Рпл методом Хорнера приводит к завышенным результатам.
Обработка данных ГДИ без выхода КВД на асимптоту
№ п/п Но- мер скв. Продолжительность исследования, сут Давление, МПа Откло- нение Ризм от Рмп, % Степень восстановления РИзм к Рмп %
макси- мальное измерен- Н°е Ризм пластовое
метод произведения, Рмп метод ДМД, Рдмд дмд методу Хор- нера, Р 1 мх
1 6 5,29 12,36 12,742 12,835 13,546 3,0 97,0
2 6 6,07 11,363 11,775 11,837 12,304 3,50 96,50
3 396 4,14 9,73 10,095 10,259 10,887 3,62 96,38
4 396 3,06 9,251 9,669 9,844 10,873 4,32 95,68
5 398 8,19 10,81 11,117 11,404 11,602 2,76 97,24
6 402 7,94 10,05 10,419 10,461 10,408 3,54 96,46
7 402 9,07 9,467 9,887 9,898 10,643 4,25 95,75
8 413 4 12,417 12,678 12,854 13,306 2,06 97,94
9 448 11,97 10,32 10,802 10,996 11,393 4,46 95,54
10 448 10,06 9,682 10,225 10,269 9,881 5,31 94,69
11 448 16,13 10,58 11,192 11,209 12,123 5,47 94,53
12 448 13,13 10,202 11,002 11,001 12,134 7,27 92,73
13 6 5,29 12,36 12,742 12,835 13,546 3 97,0
14 6 6,07 11,363 11,775 11,837 12,304 3,5 96,5
Среднее значение 8,254 10,519 10,967 11,072 11,592 4,08 95,92
При обработке данных ГДИ определяются параметры пласта, коэффициенты продуктивности скважин (Кп) и значения скин-фактора (£). Определение коэффициентов продуктивности при недовосстанов-леном Рпл ведет к их завышению. Для рассматриваемых скважин сервисным предприятием при обработке данных значения Кп были завышены (в среднем) для первой группы скважин на 5,7 % (табл. 5), по второй группе - на 13,3 % (табл. 6).
Таблица 5
Результаты обработки КВД при выходе на асимптоту
№ п/п Номер скважины Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа)
Р = Р 1 пл 1 изм Р = Р 1 пл 1 мп
1 18 7,347 6,674
2 402 1,857 1,791
3 413 5,897 5,606
4 432 9,067 8,651
5 472 3,504 3,448
Среднее значение 5,534 5,234
Таблица 6
Результаты обработки КВД без выхода на асимптоту
№ п/п Номер скважины Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа)
Р = Р 1 пл 1 изм Р = Р 1 пл 1 мп
1 6 6,99 5,897
2 6 6,164 4,945
3 396 3,68 3,354
4 396 4,869 4,34
5 398 2,049 1,937
6 402 1,719 1,615
7 402 0,656 0,619
8 413 3,046 2,931
9 448 0,703 0,658
10 448 1,233 1,124
11 448 0,781 0,72
12 448 0,919 0,816
Среднее значение 2,734 2,413
По результатам определения Рпл можно сделать вывод о том, что незначительные расхождения (в пределах до 1,5-2,0 %) между значениями давления, полученными с применением разных методов (произведения, ДМД, Хорнера), указывают на выход КВД на асимптоту и в этом случае данные ГДИ могут обрабатываться методом касательной с определением в том числе скин-фактора. Прямолинейный участок на КВД при ее обработке необходимо выделять по точкам, которые используются при определении Рмп. Значительные расхождения при определении Рпл методом Хорнера и другими методами следует рассматривать как признак невыхода КВД на асимптоту, что не дает оснований для обработки данных ГДИ с применением метода касательной.
По результатам оценки пластового давления при обработке данных ГДИ скважин Опалихинского месторождения можно сделать следующие выводы:
1. Оперативная оценка пластового давления с применением методов произведения, детерминированных моментов и Хорнера непосредственно в процессе проведения ГДИ обеспечит получение качественных КВД, при обработке которых будут получены достоверные данные о свойствах пласта и ПЗП.
2. Применение различных методов оценки пластового давления и обработки данных ГДИ повышает эффективность их проведения при эксплуатации добывающих скважин, особенно в карбонатных коллекторах с повышенной вязкостью пластовой нефти.
Об авторах
Ерофеев Артем Александрович (Пермь, Россия) - аспирант кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, e-mail: erofeev.a@bk.ru).
About the authors
Erofeev Artyom Alexandrovich (Perm, Russia) - graduate student, State National Research Polytechnical University of Perm, development of oil and gas deposits department, (614990, Perm, Komsomol sky prospect, 29, e-mail: erofeev.a@bk.ru).
Получено 09.09.2011
