В качестве альтернативы экономически нерентабельному разбуриванию каждого из объектов многопластовых месторождений по отдельности в последнее время распространение получила технология одновременно-раздельной добычи (ОРД), позволяющая совместно эксплуатировать пласты единой сеткой скважин. В то же время в случае применения ОРД чрезвычайно важен контроль разработки объектов с помощью комплекса промысловогеофизических исследований (ПГИ) с индивидуальным определением параметров работы каждого из пластов. Специалисты ООО «Газпромнефть НТЦ» разработали, обосновали и внедрили в практику методику оценки вклада каждого из одновременно-раздельно разрабатываемых пластов в общий дебит по данным термических исследований в условиях циклической работы скважины. Особенно важно то, что термометрия – очень чувствительный метод и в комплексе с методами приток-состава позволяет выявить и учесть межпластовые перетоки, то есть дисбаланс в выработке пластов, и, соответственно, рекомендовать мероприятия для оптимизации добычи и интенсификации притока.

06.11.2016 Инженерная практика №06/2016

Панарина Екатерина Павловна Ведущий специалист Отдела диагностики и управления разработкой ООО «Газпромнефть НТЦ»

Раздельный мониторинг дебитов – необходимое условие совместной разработки нескольких продуктивных объектов, так как позволяет корректно учитывать и прогнозировать добычу, предупреждать преждевременное обводнение продукции, определять фильтрационные характеристики, давление и скинфактор для каждого из пластов индивидуально. Эти данные используются для обоснования программ геолого-технических мероприятий (ГТМ) и ремонтно-изоляционных работ (РИР) – оптимизации раздельно-совместной разработки, интенсификации добычи, изоляции перетоков и т.д., а также для настройки гидродинамических моделей.

Стандартные методы определения притока хорошо работают в фонтанирующих скважинах с высоким дебитом, но большинство скважин ПАО «Газпром нефть», равно как и подавляющего большинства прочих российских нефтяных компаний, эксплуатируются насосным способом. Кроме того, как правило, внутрискважинные исследования проводят одновременно с капительным ремонтом скважин (КРС), при извлечении насоса, а вызов притока в таких случаях осуществляется свабом, струйным агрегатом или компрессором. Добиться стабильного и длительного притока в таких условиях затруднительно, вследствие чего информативность исследований оставляет желать лучшего (рис. 1). Гораздо более достоверные результаты можно получить, исследуя скважины на технологической депрессии.

В рамках решения данной задачи некоторое время назад в промышленных масштабах начали внедряться байпасные системы типа Y-tool, позволяющие проводить исследования при технологической депрессии. Однако даже с применением этой технологии информативность стандартных методов в условиях низких нестабильных притоков не вышла на желаемый уровень, в частности, данные механической расходометрии оказались не пригодны для определения индивидуальных дебитов (ниже порога чувствительности данного метода). В итоге, как показывает практика, относительно достоверную информацию о вкладе каждого из пластов в общий дебит скважины позволяет получить только термометрия (рис. 2).

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ТЕРМОГРАММ

Методика интерпретации термограмм известна: в ее основе лежат особенности поведения термограмм вне интервалов притока (рис. 3). Количественная оценка дебитов пластов осуществляется с помощью нормированного коэффициента теплоотдачи, определяемого по отличию температурной кривой от фоновой. Как показано на рис. 3, нормированный коэффициент теплоотдачи зависит от многих параметров скважины и пласта, но основное влияние оказывает именно дебит.

Основной нюанс заключается в том, что стандартная методика рассматривает формирование теплового поля на фоне геотермического распределения температуры, тогда как в результате длительной эксплуатации месторождения это тепловое поле меняется. Поэтому она становится неприменима из-за циклической работы скважины: в частности, в остановленной скважине возникают межпластовые перетоки, и на практике мы наблюдаем перетоки из верхнего объекта в нижний.

В этой связи особую актуальность приобретает вопрос, как проводить и интерпретировать исследования в условиях циклической работы скважины.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЦИКЛИЧЕСКОЙ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ

Прежде всего, мы рассмотрели процесс формирования теплового поля при эксплуатации скважины. Была построена математическая модель процесса добычи пластового флюида, включающей два цикла работы. Сначала скважину запускают и, следовательно, основное влияние на формирование теплового поля оказывает приток, после чего ее останавливают и начинаются сложные переходные процессы, связанные с формированием поля перетока (рис. 4). Далее была построена математическая модель тепломассопереноса в стволе и скважине, для решения задачи использовалась двумерная консервативная конечноразностная неявная схема. Моделирование осуществлялось методом последовательных прогонок по радиусу и глубине (рис. 5).

На рис. 6 представлены результаты моделирования переходных тепловых процессов при стабильной работе и остановке скважины. Приведены термограммы в интервалах между работающими пластами при условии, что нижний пласт работал с постоянным дебитом, через какое-то время скважина была остановлена, и начался переток из верхнего пласта. Сопоставлены термограммы для различного времени работы и остановки скважины, иллюстрирующие взаимное влияние двух процессов.

Моделирование показало, что, если время остановки в несколько раз превышает время работы скважины, то сложные переходные процессы предшествующих циклов работы скважины можно не учитывать и использовать стандартную методику оценки дебитов. На примере показано, что при длительной остановке поле температур, сформированное по данным предшествующего периода работы скважины, не отличается от поля, сформированного на фоне геотермы. Данные выводы были сделаны на основе расчетов для различных периодов работы и остановки скважины в соответствии с реальными условиями эксплуатации объектов ПАО «Газпром нефть».

Далее мы изучили влияние широкого набора факторов на оценку дебита по данным термометрии. В частности, задача одного из исследований состояла в выявлении влияния типа потока жидкости на получаемый результат. Для этого была построена модель для ламинарного и турбулентного течения многофазного потока (рис. 7).

Согласно полученным данным, температура стенки скважины при разных типах течения практически неизменна и определяется суммарным объемным расходом жидкости (рис. 8). Таким образом, при интерпретации данным методом структуру потока можно не учитывать, на оценку дебита влияние режима течения не оказывает.

Другое исследование касалось влияния обводненности продукции на результаты определения дебита по данным термометрии. Мы анализировали термограммы, смоделированные для продукции с разными степенями обводненности (0, 30, 50, 70 и 100%) через 10, 30 и 100 ч после запуска (рис. 9). Результаты показали, что при непродолжительной работе скважины состав притока не влияет на показания термограмм. Влияние заполнения сказывается после десяти часов работы скважины, но даже с учетом отличия свойств воды и нефти и их смеси разность температур при больших и маленьких дебитах не превышает 0,4°С.

Для обоснования методики мы оценили влияние циклической работы скважины, отсутствия данных о геотермической температуре, тепловых свойствах флюида и вмещающих пород, а также изучили влияние погрешности измерений температуры и определили диапазон применимости методики при многофазном притоке. Следующим этапом станет изучение применимости методики и способов ее адаптации в случае нестабильного дебита пласта или нестабильности температуры притекающего флюида.

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ

На момент подготовки статьи на южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения ПАО «Газпром нефть» были выполнены 48 исследований в 20 скважинах опорного фонда. В ходе исследований нам удалось оценить реальные соотношения между дебитами совместно эксплуатируемых объектов и установить факт межпластовых перетоков по стволу.

На рис. 10 показан пример количественной интерпретации термограмм. На фоновом замере мы не видим приближения температуры к геотермической, а поведение термограммы между пластами XX10.4 и XX12.3-5 характерно для движения жидкости по стволу вниз, что говорит о наличие перетока. Однако уже через 10 ч работы скважины мы наблюдаем поведение термограммы, характерное для движения потока вверх, следовательно, основное влияние на поведение температуры начинает оказывать поле притока.

Для оценки дебитов по пластам использовалась термограмма при долговременном технологическом отборе, и условия данного режима оказались благоприятными для интерпретации, так как на фоне естественного теплового поля сформировалось экспоненциальное распределение температуры по глубине, что позволило дать относительную оценку дебитов по пластам.

ДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

Наиболее информативные результаты мы получили, проанализировав работу одной из скважин по комплексу ГДИС и ПГИ. Исследования проводились синхронно с момента ввода в эксплуатацию, что обеспечило их высокую информативность. Сначала рассмотрим разновременные ПГИ (рис. 11). Как мы видим, первое исследование показывает работу двух пластов. Виден вклад как нижнего, так и верхнего пласта. Через полгода вклад нижнего пласта стал меньше и началось постепенное «задавливание» нижнего пласта.

Следующий цикл показывает нам, что за время исследования (около 36 ч) нижний пласт не успевает выйти на режим, чтобы мы могли дать достоверную оценку. И при следующем исследовании мы видим выраженную задавку пласта (изменение фонового поля температуры). Поведение термограммы при запуске скважины уже с самого начала свидетельствует о наличии перетока между пластами – поведение термограмма характерно для движения вниз. За время исследований прослеживается постепенная задавка нижележащего объекта, после первого запуска фоновое поле от верхнего пласта к нижнему постепенно охлаждается (рис. 12).

Благодаря наличию в скважине датчиков ТМС, мы располагали полным набором данных ГДИС и могли оценить, в частности, влияние системы ППД совместно по двум пластам (рис. 13).

В свою очередь, зная дебиты каждого из пластов, мы смогли уточнить индивидуальные параметры пластов (рассчитать пластовое давление, скин-фактор и проницаемость). Таким образом, выполненные расчеты подтверждают, что за счет неравномерной выработки и влияния закачки на текущие пластовые давления во вскрываемых совместно объектах существенно отличаются друг от друга (рис. 14). По характеру изменения пластового давления видно, что влияние системы ППД на верхний пласт проявляется гораздо раньше, чем на нижний. Вследствие этого различие давления между пластами непрерывно растет. Данный вывод подтверждают полученные независимым методом карты изобар.

Также видно, что скин-факторы по пластам одинаковы, и неравномерная выработка объясняется не различиями в фильтрационных свойствах пластов (хотя ФЕС нижнего пласта хуже), а различными депрессиями. Результаты подтверждают раннее выполненный анализ: на продуктивность влияет изменение пластового давления, а ухудшение фильтрационных свойств пластов во времени не наблюдается.

ВОВЛЕЧЕНИЕ НИЖНЕГО ПЛАСТА В ДОБЫЧУ

Основных подходов по решению выявленной проблемы два: оптимизация депрессии индивидуально по пластам, где это возможно либо изоляция вышележащего обводненного пласта.

На рис. 15 показан первый вариант решения задачи применительно к одной из скважин: если изначально во время запуска наблюдался переток из верхнего пласта в нижний, то после снижения забойного давления и изменения депрессии на нижний пласт его вклад в общую добычу стал больше. Кроме того, со временем интенсивность перетока снижается, что подтверждает прогрев фонового поля температур.

По другой группе скважин было принято решение о проведении РИР, то есть изоляция верхнего пласта и интенсификации притока (ГРП) из нижнего пласта. Так, на рис. 16 показан анализ добычи до и после оптимизации работы скважины. По результатам ПГИ было принято решение о проведении РИР в интервале пласта ****1-3 и ГРП в интервале пласта ****3-5. В данном случае мы видим положительный результат вследствие сокращения затрат на подъем жидкости за счет сокращения добычи воды, а также умеренного прироста дебита нефти.

ОЦЕНКА ПО ОТНОСИТЕЛЬНОЙ РАЗНИЦЕ ТЕМПЕРАТУР

Помимо представленной выше методики, мы разрабатываем еще один вариант ее адаптации. Ранее мы проводили анализ информативных возможностей термометрии при длительных простоях скважины, который показал, что в данном случае для количественной интерпретации можно использовать геотермограмму. Однако вследствие цикличности работы скважины, не всегда есть возможность работы с геотермическим распределением температуры.

Поэтому мы рассмотрели формирование температурной аномалии на фоне предшествующего цикла работы скважины, то есть в сопоставлении.

Из дизайна исследования (рис. 17) следует, что интерпретация осложнена формированием температурного поля не только полем перетока, но и геотермическим распределением температуры, и влияние геотермограммы проявляется практически мгновенно, независимо от продолжительности предшествующего цикла работы скважины и дебита перетока. Таким образом, оценить величину дебита перетока на основании динамики абсолютного значения температуры после остановки скважины невозможно.

Тем не менее, проанализировав поведение термограмм, мы пришли к выводу, что влияние геотермического распределения температур можно существенно уменьшить, если при интерпретации сравнивать не текущие значения температуры, а величины так называемого относительного разностного параметра θ, рассчитанного по замерам температуры на одной и той же глубине при разных сроках простоя скважины.

Данные результаты стали предпосылкой для разработки методики оценки дебитов на основе интерпретации термограмм, зарегистрированных непосредственно после изменения режима работы скважины (рис. 18).

ВЫВОДЫ

По итогам проведенной работы мы пришли к выводу, что наиболее информативным методом ПГИ в условиях пластов с небольшими дебитами служит термометрия.

Нам удалось разработать два подхода к интерпретации для оценки относительных дебитов в условиях циклической работы скважин: на фоне геотермического распределения температур и по динамике изменения фонового поля. Кроме того, мы обосновали оптимальные условия проведения исследования (продолжительность, режим отбора и пр.).

Полученные результаты позволяют оценить спектр индивидуальных параметров пластов для обоснования ГТМ по увеличению охвата выработкой и интенсификации притока.

Использование данной информации позволяет как оптимизировать процесс вытеснения по пластам, так и в целом увеличить объем добычи нефти. При этом одно из наиболее очевидных экономических преимуществ применения данной методики заключается в возможности диагностики межпластовых перетоков и оптимизации депрессии.

По результатам ПГИ скважин, оборудованных системами Y-tool, нам удалось доказать преимущественное дренирование объекта АС10*** и переток в нижний пласт АС12***. По результатам исследований были обоснованы и выполнены РИР в верхнем обводненном интервале.