Приложение Г (рекомендуемое). Гидродинамические исследования нефтяных разведочных скважин и их особенности

Приложение Г
(рекомендуемое)

Гидродинамические исследования нефтяных разведочных скважин и их особенности

С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов, составления технологических схем разработки месторождения по каждой разведочной скважине проводится комплекс исследовательских работ по опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.

При опробовании вскрытых пластов устанавливают их нефтегазоносность в процессе бурения скважин с помощью опробователей на кабеле или испытателей пластов на трубах (ИПТ) путем отбора и анализа проб пластовых флюидов.

Под испытанием разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых в процессе бурения или в эксплуатационной колонне с целью установления основных промысловых параметров: дебит скважины, газовый фактор, забойные и пластовые давления, температура, коэффициент продуктивности скважины, проницаемость и гидропроводность пласта, состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Продуктивность и геолого-физические характеристики пластов определяются путем выполнения в ходе испытания скважины гидродинамических исследований методами установившихся и неустановившихся отборов.

Под установившимися отборами (установившимся режимом работы) подразумевается работа скважины на штуцере с постоянными забойным и устьевыми давлениями, а также постоянным (установившимся) дебитом скважины.

Под неустановившимся режимом фильтрации подразумевается восстановление забойного давления до пластового (т.е. статического или динамического) при закрытой скважине.

Метод гидродинамического исследования с помощью ИПТ - экспресс-метод - основан на прослеживании восстановления давления в интервале испытания после кратковременного дренирования последнего. Он предназначен для испытания перспективных объектов в открытом стволе скважины в процессе бурения с помощью комплекта испытательных инструментов, спускаемых в скважину на бурильных трубах.

Спуск ИПТ производят после полного или частичного вскрытия объекта бурением и подъема долота. После испытания объекта поднимают ИПТ из скважины и продолжают бурение.

Цикл собственно испытания объекта ИПТ состоит из двух периодов (притока и восстановления давления).

Стандартным испытанием скважин ИПТ является испытание двухцикловое. Первый - вспомогательный, сравнительно непродолжительный цикл и второй - основной.

Снижение противодавления на пласт, изменение забойного давления на притоке, характер восстановления пластового давления фиксируются во времени глубинными регистрирующими манометрами, установленными под пакером и в трубах над ИПТ.

При гидродинамических исследованиях перспективного интервала методом ИПТ решаются следующие основные задачи [62]:

1. Обнаружение коллектора, имеющего продуктивность промышленного значения.

2. Обнаружение в коллекторе нефтегазонасыщения.

3. Оценка промышленной значимости нефтегазонасыщения коллектора в данной скважине.

4. Определение гидродинамических характеристик продуктивного пласта.

При отрицательном результате по любой из предыдущих задач необходимость решения последующих задач отсутствует. В соответствии со статистикой решение первой задачи необходимо для всего объема испытаний; второй - только для половины. Третья задача решается для 20-30% испытаний; четвертая - только для 7-15% испытаний.

При проведений гидродинамических исследований разведочных скважин, обсаженных эксплуатационными колоннами, решают только одну, последнюю задачу - определяют гидродинамические характеристики продуктивного пласта и исходные данные для его разработки.

Продолжительность освоения, отработки и исследования продуктивных пластов в разведочной скважине гидродинамическими методами определяются величиной проницаемости коллекторов и эффективной мощности пласта.

Под отработкой скважины понимается работа флюидом через штуцер до стабилизации устьевых и забойных давлений и дебита.

Различают два основных типа объектов в разведочной скважине в зависимости от интенсивности притока и качества пластового флюида: нефтяные фонтанирующие и нефтяные не фонтанирующие.

При получении фонтанирующего притока нефти скважина пускается в работу, минуя трапную установку, в коллектор на сбросовый амбар. Как правило, скважина отрабатывается в течение 1,5-2 ч на 6-8-мм штуцере с последующим переходом на 5-мм штуцер. На этом штуцере скважина отрабатывается до полной очистки забоя от механических примесей и воды, после чего скважина считается подготовленной к выполнению гидродинамических исследований.

Отработка скважины производится на 4-5 режимах прямым ходом и в одном оптимальном режиме - обратным ходом, с которого снимается кривая восстановления забойного давления (КВД). Необходимость отработки скважины на нескольких режимах обуславливается получением качественных индикаторной диаграммы и КВД.

Определяющим признаком отработки скважины (установившийся режим) является постоянство дебита и забойного давления. Замеры забойного давления производятся один-два раза в сутки, периодичность замеров устьевых давлений - 3 ч, дебитов - 1 сут. Замер дебита жидкости производится в течение не менее 4-х часов.

В процессе отработки скважины замеряются также загрязнение нефти, температура ее на устье, поверхностный газовый фактор, содержание воды в нефти и их плотности. На минимальном штуцере отбираются глубинные пробы нефти в (4-5) пробоотборники (две пробы нефти пробные и три рабочие) и проба газа сепарации в контейнер.

Перед снятием КВД замеряют распределение давлений и температуры по стволу скважины (через 250 м).

Продолжительность непрерывной регистрации КВД составляет не менее 2-4 ч. Для медленно восстанавливающихся забойных давлений интервалы между замерами увеличивают до 1 сут.

Для пульсирующих низкодебитных скважин производятся возможные замеры по стволу скважины и на забое только на одном режиме с последующим снятием кривой нарастания забойного давления. Перед пуском в эксплуатацию производят выдержку скважины с целью замера пластового давления в течение 24 ч.

При получении фонтанирующего притока нефти с водой скважину отрабатывают в сбросовый амбар до полной очистки забоя. После этого скважину переводят на оптимальный штуцер и отрабатывают через трапную установку до постоянства дебитов нефти и воды. При этом выполняется такой же комплекс работ, как и для нефтяных фонтанирующих объектов.

По результатам отработки решается вопрос о дальнейших работах по исследованию данного объекта: отработка на штуцерах других размеров, прекращение испытания, проведение изоляционных работ и т.д.

Отбор глубинных проб пластовых флюидов и замер пластового давления производятся в этом случае в обязательном порядке.

Испытание разведочной скважины считается законченным, если по всем интервалам (пластам), назначенным к испытанию, получены результаты, которые позволяют дать качественную характеристику содержимого пласта и определить основные его газодинамические характеристики, а отсутствие притока подтверждается комплексным изучением геолого-физического материала.

Для получения исходной информации о давлениях и температурах в последние годы успешно используются глубинные электронные термоманометры нового поколения (кварцевого, напряженного типов) ведущих зарубежных фирм ("KUSTER", "GEOSERVICES" и др.) и отечественного производства ("МИКОН", "БашНИПИнефть", УГНТУ и др.). Высокая точность и чувствительность глубинных приборов, возможность непрерывно фиксировать процессы в стволе и на забое скважины в течение 20-30 суток в условиях высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 150°С), хорошие эксплуатационные характеристики значительно расширяют возможности гидродинамических методов исследования объектов поисково-разведочного бурения.

Для обработки и интерпретации результатов ГДИС хорошо зарекомендовал себя пакет прикладных программ W.I.S.E. (Wellsit Interpretation Software and Equipment programs), разработанный французской фирмой GEOSERVICES.

Пакет программ многофункциональный и состоит из семи частей (пунктов меню). "Pressure Survey Report" - первый подготовительный пункт меню, позволяющий перенести данные (время, давление, температуру) из памяти электронного манометра в файл. Здесь же формируется и выдается выходная форма отчета.

Основной анализ производится в разделе "Interpretation" известными графоаналитическими методами: Хорнера, суперпозиции, M.D.H. и др. На дисплее автоматически рисуется преобразованный график КВД в координатах время/давление. Передвижением курсора определяется прямолинейный участок, по которому вычисляются параметры пласта: гидропроводность, проницаемость, показатель скин-фактора, начальное пластовое давление. Удобный сервис позволяет быстро и наглядно проводить анализ данных.

Посредством пункта меню "Unit Edit" предоставляется возможность пользования международной системой измерения.

Оставшиеся пункты главного меню: "W.I.S.E. Utilities", "SYSTEM Configuration", "Help Screens" и "Files Management" предназначены для изменения конфигурации компьютера, экспорту и импорту файлов и других технических возможностей.