ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. Основные запасы газа России сосредоточены в песчано-глинистых коллекторах сеномана северных месторождений Западной Сибири (Уренгойском Ямбургском и других) . Большинство месторождений находятся в интенсивной разработке.
Неоднородность разрезов, разнообразие фильтрационно-емкостных свойств слагающих их коллекторов, наличие на месторождениях скважин различного назначения (разведочные, эксплуатационные, наблюдательные, пьезометрические и т.д.), ряд других технологических и организационных причин определяют необходимость проведения постоянного мониторинга за геологическим состоянием объекта разработки.
Как правило, мониторинг осуществляется промысловыми геофизическими, геохимическими, гидрогеологическими и другими методами исследования скважин. Наиболее информационно емкими при решении задач геологического контроля являются геофизические методы исследования скважин (ГИС).
С целью контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений получили широкое распространение методы геофизических исследований скважин (ГИС) в действующих газовых скважинах, именуемые как "ГИС-контроль" (глубинные
газодинамические исследования - ГДИ) [7/7], которые позволяют выделить в разрезе работающие пласты и определить их продуктивные характеристики (дебиты, пластовые давления, коэффициенты фильтрационного сопротивления, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности), а также наблюдательных скважинах (временные замеры радиоактивного каротажа - РК), материалы которых являются
5.
основой при установлении текущих положений уровней ГВК в процессе отработки залежи.
Важнейшим направлением повышения эффективности интерпретации каротажных материалов является комплексная интерпретация методов "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля". Это существенно расширяет возможности изучения коллекторов и позволяет разработать методику прогнозирования их продуктивности во вновь пробуренных скважинах на разных стадиях разработки месторождения, а также на неразбуренных площадях, сложенных коллекторами с близкими ФЕС.
При разработке газовых залежей весьма значимой задачей является определение величины остаточной газонасыщенности в зоне обводнения. Обычно ее численное значение принимается единым, независимо от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов. Комплексирование методов "ГИС-бурения"с повторными замерами РК после обсадки скважин и перевода их в разряд наблюдательных существенно повышает достоверность оценки величины остаточной газонасыщенности, при которой отдача газа из пласта становится невозможной.
Поэтому, вопросы связанные с разработкой методик прогнозирования продуктивности пластов-коллекторов по данным ГИС и определением остаточной газонасыщенности в обводненной зоне разрезов скважин, являются своевременными и актуальными.
Цель работы - разработать методику прогнозирования добывных возможностей газонасыщенных пластов и определение остаточной газонасыщенности коллекторов в обводнененной зоне по данным геофизических исследований скважин.
6.
Основные задачи исследований
1. Провести анализ работ по прогнозированию добывных возможностей газонасыщенных пластов сеноманских залежей месторождений Западной Сибири и терригенных отложений карабильской продуктивной свиты Шатлыкского месторождения Средней Азии по данным ГИС.
2. Провести анализ и выявить закономерности изменения параметров, полученных по данным "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля" от добывных возможностей газонасыщенных пластов.
3. Разработать методику прогнозирования добывных возможностей газонасыщенных пород-коллекторов по данным ГИС.
4. Провести научный анализ методик определения остаточной газонасыщенности обводняемых в процессе разработки пластов по ГИС, выбрать и обосновать наиболее приемлемую из них в конкретных геологических условиях изучаемых месторождений.
5. Опробовать разработанные методики на Уренгойском, Ямбургском и Шатлыкском месторождениях.
Методы решения поставленных залач
1. Анализ и обобщение материалов "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля" по скважинам, вскрывшим продуктивную толщу сеноманских отложений Уренгойского и Ямбургского месторождений, а также карабильскую свиту Шатлыкского ГКМ.
2. Анализ, систематизация и обобщение результатов промысловых исследований.
3. Экспериментальное изучение закономерностей и взаимосвязей между геофизическими и промысловыми данными.
7.
4. Опробование разработанных и рекомендуемых методик при проведении мониторинга в процессе разработки газовых месторождений Западной Сибири.
Основные защищаемые положения
1. Разработаны методические принципы и полученны закономерности изменения геофизических параметров от добывных возможностей газонасыщенных терригенных пород месторождений Западной Сибири и Средней Азии.
2. Разработанная методика прогнозирования добывных возможностей газонасыщенных пластов по данным "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля" в терригенных отложениях месторождений Западной Сибири и Средней Азии позволяет оценивать их дебиты с погрешностью не выше 20%, а также степень освоенности продуктивных коллекторов и скважин в целом.
3. Рекомендуемая методика определения по ГИС остаточной газонасыщенности в обводненных зонах эксплуатационных скважин позволяет оперативно принимать решения по корректировке процессом разработки залежей.
Научная новизна
1. Впервые для конкретных месторождений Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское) и Средней Азии (Шатлыкское) получены и обоснованы надежные зависимости продуктивности газонасыщенных пластов от геофизических параметров и фильтрационно-емкостных свойств, определяемых по данным ГИС.
2. Разработана методика оценки продуктивности газонасыщенных коллекторов по ГИС в сеноманских отложениях Уренгойского и Ямбургского месторождений, а также карабильской песчано-глинистой толще Шатлыкского ГКМ, учитывающая особенности их геологического строения. Установлено, что степень освоенности призабойной зоны скважин характеризует близость коэффициентов проницаемости, определенных по данным "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля". При недоосвоенности призабойной зоны пластов наблюдается различие их величин в сторону уменьшения последних,
3. Установлена возможность комплексного использования данных "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля" для количественного определения остаточной газонасыщенности обводняющихся частей сеноманских залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений.
4. Установлено, что коэффициент остаточной газонасыщенности в обводненных частях залежей сеномана практически соответствует коэффициенту газонасыщенности (Кг) защемленных зон, залегающих под первоначальным газо-водяным контактом. Показана возможность и необходимость использования определяемого по ГИС Кг защемленных зон для расчета коэффициента извлечения газа при разработке месторождений.
Практическая ценность
Резработки автора, основанные на корреляционных связях удельного дебита пластов с их геофизическими параметрами и ФЕС, рекомендуются для оценки потенциальной продуктивности коллекторов в действующих и вновь пробуренных скважинах.
Установленная зависимость коэффициента остаточной газонасыщенности от фильтрационно-емкостных свойств пород-
коллекторов использована при корректировке проектов разработки сеноманских залежей Уренгойского и Ямбургского ГКМ.
Основные результаты диссертационной работы внедрены в производственных подразделениях газодобывающих предприятий и использованы при корректировке проектов разработки Уренгойского и Ямбургского месторождений.
Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 5 печатных работах по теме диссертации.
Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором или при его непосредственном участии во ВНИИГАЗе , начиная с 1980г. Основные положения работы послужили основой для разработки методик прогнозирования удельных дебитов 'пород-коллекторов и оценки коэффициентов остаточной газонасыщенности в обводненных зонах залежей.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Содержит 150 страниц машинописного текста, включая 32 рисунка, 21 таблицу. Список литературы содержит 34 наименования. Номера глав помечены одной цифрой. Главы разбиты на параграфы (с двумя цифрами); параграфы на разделы (с тремя цифрами).Главы выделены жирным заглавным шрифтом, параграфы жирным мелким шрифтом. Нумерация рисунков, таблиц и формул сквозная внутри каждого параграфа.
Во введениии сформулированы цели и задачи исследований.
В главе 1 рассмотрены теоретические основы изучения эксплуатационных характеристик пластов-коллекторов на газовых и газоконденсатных месторождениях. Сформулированы основные промыслово-геологические задачи для решении которых выполняется изучение продуктивности разреза. Среди этих задач - выделение в разрезах продуктивных толщ газоот-дающих интервалов,установление профиля притока в работающей скважине, оценка эксплуатационных параметров пластов (дебитов, пластовых давлений, коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "в", коэффициентов проницаемости, пьезопроводности и др.). Показаны существующие различные подходы к оценке параметров продуктивных пластов. Рассмотрены вопросы аппаратурного обеспечения ГИС-контроля , а также автоматизированной обработки и интерпретации его результатов на современной стадии изученности. Систематизированы всевозможные многообразия режимов работы скважин, их геолого-технические условия и основные определяемые параметры с целью оценки возможностей "ГИС-контроля" в действующих скважинах.
Глава 2 посвящена вопросам, связанным с разработкой методики прогнозирования удельных дебитов. Здесь показано, как можно использовать определение индивидуальных геолого-геофизических характеристик газоотдающих интервалов действующих скважин для последующего прогнозирования продуктивности коллекторов на основе данных ГИС в бурящихся скважинах. Выявлены корреляционные связи удельных дебитов пластов-коллекторов - rj с параметрами рк/рР и рк/рв в сеноманской газовой залежи Уренгойского ГКМ, а также с Кпргасдля условий песчано-глинистого разреза карабильской свиты месторождения Шатлык.
В главе 3 представлены результаты определения текущей и остаточной газонасыщенности в разрезе сеномана по наблюдательным скважинам Уренгойского и Ямбургского ГКМ с использованием материалов временных замеров НГК. Полученные данные свидетельствуют, что остаточ-
н.
ная газонасыщенность в зоне обводнения для однородных коллекторов с высокими ФЕС составляет 0,06 - 0,1; для неоднородных коллекторов с худшими ФЕС не более 0,35. Доказана зависимость величины Кго ост.от Кп и Кпр. Результаты сопоставления остаточной газонасыщенности -Кго.ост. с Кп и Кпр в открытом стволе и колонне позволяют сделать вывод, что при изменении пористости пород-коллекторов в диапазоне 0,28 -0,4 (проницаемости 15 - 2000Мд) остаточная газонасыщенность закономерно изменяется от 0,3 до 0,1.
В главе 4 рассматриваются вопросы реализации разработанных методик и пути развития этого направления. Разработанные автором методики прогнозирования удельных дебитов с успехом могут применяться, как на рассматриваемых месторождениях — во вновь бурящихся скважинах , так и на сопредельных площадях со схожими ФЕС. Внедрение данных методик позволит на стадии бурения скважин оценить добывные возможности пластов-коллекторов и тем самым использовать эти данные при составлении проектов разработки месторождений.
Предложенная в диссертационной работе методика определения коэффициента остаточной газонасыщенности в обводненных зонах разрабатываемых месторождений может быть оперативно реализована для принятия решений по управлению процессом разработки залежей.
Основные пути развития данных направлений связаны с систематическими планомерными режимными исследованиями с применением опыта интерпретации ГИС, накопленного в основных газодобывающих районах РФ.
В заключении формулируются основные результаты исследований и направления дальнейших научных изысканий.
Автор выражает благодарность своему научному руководителю д.г-м.н. Полякову Е.Е., д.г-м.н. профессору Лебедеву B.C., д.т.н. профессору Блюменцеву A.M., д.г-м.н. профессору Фоменко В.Г., д.т.н. профессору Хозяинову М.С., д.т.н. Муравьеву В.В., к.т.н. Каплану С.А., к.т.н. Фельдману А.Я., к.т.н. Федоровой Е.А. за помощь, поддержку, консультации, ценные советы и замечания при обсуждении результатов исследований и написании диссертации. Выражаю признательность сотрудникам Центра «Газовые ресурсы» ВНИИГАЗа за дружескую поддержку и техническую помощь при подготовке работы.
Основные условные обозначения
Для сокращения объема использованы общепринятые абревиатуры, в том числе:
ГИС - геофизические исследования скважин; ГДИ - глубинные газодинамические исследования ("ГИС-контроль"); ТМ - термометрия, R - расходометрия (S - статический режим, шл - динамический режим при отборе газа в шлейф скважины), LM - локатор муфт, MN - мано-метрия, SH — шумометрия (V - высокочастотная, N - низкочастотная), VL - влагометрия, НТК - нейтронный гамма-гамма каротаж, НКТ - на-сосно-компрессорная труба, Q - дебит пласта, rj - удельный дебит пласта, V - скорость потока газа, Рпл - пластовое давление, Рзаб - забойное давление, Тпл - пластовая температура, Тзаб — забойная температура, КВД - кривая восстановления забойного давления, "а" и "в" - коэффициенты фильтрационного сопротивления, Кгост — коэффициент остаточной газонасыщенности, Кгтек - текущий коэффициент газонасыщения, Кпэф - коэффициент эффективной пористости, Кгл - коэффициент глинистости, Кпр - коэффициент проницаемости.
1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАБОТ ПО ПРОхМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКОМУ КОНТРОЛЮ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
1.1 Теоретические основы изучения эксплуатационных характеристик пластов-коллекторов на газовых и газоконденсатных месторождениях
В последние годы контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений вылился в крупное самостоятельное направление промысловой геофизики. С этой целью разработаны специфические методики исследования скважин, комплексы методов, аппаратура и оборудование.
Изучение продуктивности разреза выполняется для решения промы-слово-геологических задач, связанных с определением газоотдающих интервалов, установлением профиля притока газа в эксплуатационных скважинах, оценкой эксплуатационных параметров пластов, выделением объектов для интенсификации добычи, выявлением интервалов обводнения.
Определение газоотдающих интервалов состоит в установлении в перфорированном пласте интервалов, отдающих газ в эксплуатационную скважину. Сравнение газоотдающих и эффективных мощностей позволяет дать эксплуатационную характеристику коллекторов каждого типа и их сочетаний в неоднородном пласте, оценить совершенство его вскрытия и состояние прискважинной зоны.
Определение профилей притока по пластам и пропласткам преследует цель установить распределение добываемого флюида по мощности продуктивного горизонта. Сравнение повторных профилей притока позволяет получить информацию об изменении состояния прискважинной зоны, интервалов притока, распределения давления по пластам и т.д. Данные о профиле притока совместного с количественной оценкой дебитов пластов
44.
могут быть использованы для характеристики совершенства вскрытия и освоения эффективных мощностей пластов на количественном уровне[.ЧЗ.
Важнейшей характеристикой разрабатываемых пластов является величина их пластовых давлений. Все основные особенности разработки залежи так или иначе влияют на величину пластового давления по площади залежи. От Рпл зависит прежде всего дебит пласта, поэтому за изменением его необходимо осуществлять наиболее детальный контроль. Результаты измерений давления в пласте необходимы для оценки коэффициентов продуктивности. Их периодическое определение позволяет установить изменения в состоянии прискважинной зоны горизонта, а также изучить характер обводнения скважин. Постоянное наблюдение за изменением забойных давлений при рабочих дебитах скважин дает возможность выявить резервы добычи газа, что может быть достигнуто путем увеличения депрессии на пласт. При совместной разработке отдельных пластов знание их давлений позволяет прогнозировать опережающее обводнение пласта и выявить обводнившийся пласт. Существенные различия давлений в совместно разрабатываемых пластах являются причиной перетоков газа между пластами в простаивающих скважинах. Массовые исследования методами барометрии входят в программу глубинного газодинамического каротажа скважин и широко используются при интерпретации его материалов^ <з1.
Профиль притока на различных режимах работы скважины исследуется приборами, получившими название расходомеры.
Существуют два принципиально различных подхода к оценке деби-тов пластов в продуктивной части разреза скважин flJ/?].
Первый основан на измерении скорости потока газа по стволу скважины. При этом датчики скорости непосредственно контактируют с потоком и для оценки дебита того или иного участка необходимо знать скорость и нормальное сечение потока. Приборы, в которых используется
/5.
этот подход, состоят из турбинки и магнитного контактора. Поток газа, текущий по стволу скважины, приводит во вращение турбинку. Магниты, закрепленные на оси турбинки, воздействуют через герметичные стенки датчика на систему, замыкающую и размыкающую измерительную цепь с частотой /, пропорциональной скорости потока газа V.
Связь частоты вращения турбинки со скоростью потока выражается:
V = K/, (1.1)
где: V - скорость потока газа, м/сек; К - коэффициент, зависящей от конструктивных особенностей турбинки, а также скважинных условий; / -частота вращения турбинки , гц;
Турбинный дебитомер (расходомер) "Метан-2", выпускаемый серийно, имеет две сменные турбинки - 1-го и 2-го диапазона, для которых коэффициент К равен соответственно 0.26 и 0.076. Связь между скоростью газового потока V и дебитом Q имеет вид :
V = 4ZPh/tcTh • TQ/PdTp2-86400 (1.2)
где: V - скорость газа, м/сек; Q - дебит газа, м3/сут; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа (рассчитывают по зависимости коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и температуры); Рн - нормальное давление (Рн = 1.03кг/см2); Тн — нормальная температура = 293°К; Т - температура в исследуемом интервале в °К; Р - давление в стволе скважины против исследуемого интервала в кг/см2; d^ - диаметр трубы в исследуемом интервале, м.
Таким образом, зная Рн, Тн, d-ф, определив Z и сняв с диаграмм значения V, Р и Т можно рассчитать дебит.
Дебит отдельного пласта рассчитывается по формуле:
Qn = Q?n - Qsom) (1.3)
где: Qn - дебит пго пласта; Qln - суммарный дебит п пластов; Qi(n-i) -суммарный дебит (п-1) пластов.
46.
Другим прибором, используемым для оценки скорости потока газа является термоанемометр.Термоанемометрический метод определения дебита основан на измерении теплоотдачи нагретого тела, помещенного в поток движущегося газа. В случае стационарного теплового поля процесс теплообмена между поверхностью нагретого тела и окружающей средой описывается законом Ньютона=Рихмана [{$ ]:
W =otF (Tcm-Tn), (1.4)
где: W - мощность энергии, расеиваемой нагретым телом, Вт; а -коэффициент теплоотдачи, величина которого определяется скоростью потока, теплофизическими свойствами движущегося флюида, а также геометрическими особенностями датчика, Вт/м2град; F - поверхность тела, м2; Теш, Тп - соответственно температура стенки и потока газа, °К.
Имеется несколько модификаций термоанемометров. Наибольший интерес представляет конструкция, в которой нагревательный элемент и датчик температуры разделены между собой.
Зависимость между скоростью газового потока и разностью температур потока и стенки датчика имеет вид [J6 ]:
V = A^V3V'8' Ср0'23^0'57)1'25 (Tcm - Tn)-1'25 (1.5)
где: V - скорость потока газа; А] - аппаратурный коэффициент, зависящий от конструкции датчика, его размеров, потребляемой мощности; р, Ср, Л., |Л - соответственно плотность (в кг/м3), теплоемкость при постоянном давлении (в Дж/кг °С), теплопроводность (в Вт/мК) и вязкость (в М-С/м ) среды, скорость которой изучается.
Приведенное уравнение показывает, что термоанемометрия (тепловая расходометрия) позволяет решать задачи двух типов:
- определять скорости потока при неизменных теплофизических свойствах среды;
47.
- оценивать изменение этих свойств, когда скорость газового потока известна по результатам других измерений.
Относительный дебит пласта при постоянном составе газа рассчитывается по формуле:
Q0T" = QJQz = [( Tcm - Tn)z / (Tcm - Tn^]1'25 (1.6)
Индекс S относится к потоку в данном сечении, Z - к потоку непосредственно под башмаком насоснокомпрессорных труб при условии, что верхнее отверстие находится ниже.
Интервальный относительный дебит определяется, как разность относительных дебитов в кровле и подошве работающего интервала.
С помощью термоанемометра можно также измерять влагосодержа-ние газа. Данный способ основан на изучении показаний прибора, обусловленных изменением теплофизических свойств флюида, движущихся по стволу скважины. Это достигается комплексированием измерений теплового и турбинного расходометров, т.к. показания последнего слабо зависят от содержания воды в газе.
При известной скорости потока формулу (1.5) можно преобразовать к виду:
п = ^ 7р°'8-Ср°-23. X057 = Апр ATM8, (1.7)
где постоянная прибора:
Anp = WxO2/FKm (1.8)
Существенным достоинством теплового расходомера является сравнительно высокая эффективность в диапазоне низких и средних дебитов, а также надежность в эксплуатации. Однако, на показания его оказывают влияние свойства среды, режим течения, геометрия обтекания датчика потоком газа и т.д., которые не всегда могут быть учтены при интерпретации профиля притока.
Второй подход к оценке дебитов газа из отдельных пластов связан с изучением вторичных явлений, вызванных особенностями движения газа |
