К оглавлению журнала

УДК 550.832

©Коллектив авторов, 1994

ИНФОРМАТИВНОСТЬ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ

А.А. НОВОЖИЛОВ, В.М. ТОЛКАЧ (АО Норильскгазпром), А.И. ИПАТОВ, М.И. КРЕМЕНЕЦКИЙ (ГАНГ), О.Н. ГАТАУЛЛИН (ГП ЦГГФ)

Газогидродинамические методы, введенные в комплекс геофизических исследований эксплуатационных скважин АО Норильскгазпром, позволяют получать важные геолого-промысловые данные о состоянии продуктивных пластов, составе и профиле притока, характере заполнения ствола, техническом состоянии скважины и другую технологическую информацию.

Применение многоканальной цифроаналоговой измерительной аппаратуры с одновременной регистрацией нескольких параметров обеспечивает высокую точность и детальность исследований и существенно снижает затраты на проведение ГИС, одновременно создавая предпосылки для широкого использования при интерпретации современных вычислительных средств.

Автоматизированная обработка даже по стандартным методикам обладает рядом преимуществ:

экономится время при подготовке исходных материалов (при обработке результатов градуировки аппаратуры, редактировании данных измерений и их компоновке, контроле качества исходной промысловой и геолого-геофизической информации) ;

полнее и оперативнее выполняется сравнительный анализ нескольких вариантов интерпретации с разными исходными данными и способами обработки;

эффективнее производятся хранение и поиск исходной информации и результатов интерпретации, уменьшается время на подготовку отчетных документов.

Начиная с 1992 г. на скважинах АО Норильск-Газпром (Южно-Соленинское, Северо-Соленинское месторождения и др.) проводятся опытно-промышленное опробование и внедрение пакета программ для количественной обработки материалов газодинамики "ГЕККОН" (разработки ГАНГ им. И.М. Губкина). Полученные материалы позволяют сделать первые выводы о возможностях и перспективах дальнейшего использования ЭВМ.

Внедрение автоматизированной обработки материалов газогидродинамических исследований эксплуатационных скважин проходило в два этапа. Сначала были опробованы известные, широко используемые на производстве методы обработки материалов. В их числе - определение интервальных дебитов газа по расходометрии, оценка плотности неподвижного флюида, заполняющего ствол скважины, расчет емкостных и фильтрационных параметров работающих пластов по термобарорасходометрии и радиометрии.

Эта информация дает возможность интерпретатору-геофизику в процессе смены режимов работы скважины проследить характер изменений параметров продуктивности различных пластов с учетом состояния смеси на забое в момент проведения измерений. Однако для полного представления об эксплуатационных возможностях продуктивных пластов и скважины в целом этих результатов недостаточно. Чтобы достоверно судить об источнике обводненности скважины, негерметичностях колонн и заколонного пространства, прогнозировать картину, поступления различных флюидов из пластов при меняющихся депрессиях необходимы точные данные о структуре и расходных параметрах потока флюида в стволе.

Как известно, распределение жидкости и газа по стволу скважины характеризуется истинными и расходными содержаниями [1, 2]. Истинные - показывают содержание компонентов (воды, газа, конденсата) в заданном объеме, расходные - количество вещества, проходящее через сечение ствола в единицу времени.

Информацию об истинном содержании фаз получить легко. Формальная обработка любого из методов определения состава позволит выявить распределение флюида по стволу, уровни воды, конденсата, зону барботажа [4]. Но эти данные лишь косвенно характеризуют работу продуктивных пластов. Расходные содержания непосредственно связаны с фазовыми дебитами пластов, однако получить эти данные гораздо сложнее.

Если скважина заполнена однородным флюидом, то информацию о скоростях и дебитах потока дает механическая и термокондуктивная расходометрия. Но в реальных промысловых условиях такой случай крайне редок. Режим работы большинства эксплуатационных скважин таков, что по стволу движутся газ, конденсат и вода. Технология исследований и методика интерпретации здесь более сложны и трудоемки. Необходимо проводить комплексные многорежимные исследования, анализировать движение двухфазной смеси в трубах, привлекая для оценки параметров потока многочисленные эмпирические связи. При этом промысловая информация обрабатывается комплексно. Чаще всего проводится совместный количественный анализ результатов расходометрии и барометрии с привлечением термометрии, иногда используются данные влагометрии. Сложность адаптации теоретических моделей к реальным условиям скважины требует параллельного выполнения нескольких вариантов расчетов, отличающихся алгоритмами и исходными данными. Без автоматизированной обработки решение таких задач крайне затруднено, а чаще невозможно. Но именно здесь преимущества ЭВМ реализуются наиболее полно, позволяя существенно повысить информативность заключения по результатам исследований скважин [3].

Рассмотрим результаты комплексной обработки материалов газогидродинамических и геофизических исследований по скв. 401 Северо-Соленинского месторождения (рис. 1, рис. 2). Измерения в скважине выполнялись как основными методами определения состава (барометрия, влагометрия), так и методами, необходимыми для количественной оценки притока (расходометрия, термометрия, барометрия). Конструкция забоя (башмак НКТ выше продуктивной толщи, один интервал перфорации, большой зумпф) благоприятна для проведения качественных геофизических исследований. Они выполнены на нескольких режимах работы скважины, что позволяет судить о динамике работы пласта в зависимости от депрессии.

По данным НГК и влагометрии уровень жидкости в неработающей скважине наблюдается на глубине 2344 м, уровень воды - 2347 м. В интервале 2344-2347 м находится смесь конденсата с водой, выше - 2342-2344 м - конденсат.

На рис. 1 представлен пример определения по результатам газогидродинамики разделов фаз и распределения жидкости и газа по стволу при работе скважины на штуцере 16 мм.

В работающей скважине состав смеси в зависимости от режима (диаметра штуцера, Дшт) меняется следующим образом (табл. 1).

Таблица 1

Уровень

Режим работы (Дшт), мм

статика

10

16

20

24

28

1

 

2334

2337

2341

 

2338

2

2344

2341

2341,5

2344,5

2343

2343,5

3

2342

-

2344

     

4

2347

2344,5

2346

2346,5

2346

2345,5

Примечание. Уровни: 1 - газоконденсатная взвесь с незначительным количеством воды, 2 - трехфазная смесь, 3 - газовый конденсат, 4 - вода.

Такое поведение среды на забое от режима к режиму говорит о ярко выраженной тенденции в изменении границ работающей толщи. Сначала с ростом депрессии наблюдаются снижение уровня жидкости и улучшение газоотдачи из пропластка 2335-2344 м - вплоть до режима Дшт-20 мм. Затем темп прироста газоотдачи уменьшается, а столб жидкости начинает расти.

Чтобы оценить характер перераспределения газоотдающих толщ, проанализируем вклад отдельных пропластков в суммарный дебит газа (табл. 2).

Таблица 2

Интервал перфорации, м

Дебит пропластков (%) при различном диаметре штуцера, мм

10

16

20

28

I 2325-2330

21,6

30,3

23,2

14,6

II 2330-2337

54,3

35,8

38,7

43,8

Ш 2337-2344

13,1

27,5

34,2

35,6

IV 2344-2350

5,2

6,4

3,9

6,0

Из анализа таблицы можно сделать вывод, подтверждающий приведенное ранее: пропласток из интервала 2337-2344 м вплоть до режима Дшт-20 мм увеличивает вклад в суммарный дебит газа, после чего наступают условия, когда рост дебита газа из данного интервала прекращается. Нижняя часть интервала перфорации (IV) обводнена и не влияет на продуктивность объекта. Верхний интервал (I) с увеличением депрессии уменьшает свой вклад, так как фильтрационные свойства этого пропластка, видимо, несколько хуже, чем интервалов II и III.

Таким образом, характер работы продуктивных горизонтов в данной скважине достаточно сложный. Чтобы окончательно понять процесс работы объекта (пласт СД-VIII - суходудинская свита) в целом, дополнительно исследуем, как ведут себя на разных режимах расходные фазовые параметры.

Условно принимаем, что вся имеющаяся на забое жидкость (вода, газовый конденсат) - это вода. Далее будем решать уравнение движения двухфазной смеси (газ-вода), а в выводах сделаем поправку, что расчетные расходные значения жидкой фазы представлены в эквиваленте плотности воды (т.е. для чистого конденсата дебит жидкой фазы будет искусственно занижен на величину соотношения плотностей воды и конденсата) .

В табл. 3 приведены значения суммарных расходных параметров, рассчитанных в интервале НКТ. Здесь они сопоставлены с промысловыми данными, что позволяет судить о достоверности расчетов.

Таблица 3

Параметры

Режим работы (Дшт), мм

10

16

20

28

Расчетные значения суммарных параметров (в НКТ):

Вж

0,011

0,008

0,005

0,006

Qж (т/сут)

8,403

8,465

7,616

15,208

Данные промысла:

Qж (т/сут)

6,95

9,75

13,45

19,80

Примечание. Вж - расходное содержание, Qж -дебит жидкости (по промысловым данным конденсата с примесью метанола)

Как видно из табл. 3, режим отбора продукции на Дшт-20 мм является наиболее экономичным для скважины, так как на этом режиме не только сокращается зона барботажа (значит и улучшаются энергетические способности скважины к выносу всех флюидов на устье), но и уменьшается поступление в ствол жидкости. Причем это уменьшение (по результатам расчетов) наблюдается как в процентном соотношении (Вж), так и в абсолютном виде (Ож). Одновременно на данном режиме вследствие начала свободного поступления газа из интервала 2343-2345 м максимально снижается уровень воды (до отметки 2345 м).

И, наконец, рассмотрим, как меняются расходные фазовые характеристики потока по стволу.

На рис. 2 представлены результаты расчетов глубинных профилей следующих параметров: расходного объемного содержания жидкости Вж, истинного объемного содержания жидкости Фж, энергетического параметра QR. Последний определяет соотношение потерь давления в стволе для чистого газа (рассчитанного теоретически) и газожидкостной смеси (определенной по результатам газогидродинамических исследовании в скважине). Резкие изменения с глубиной этого параметра - симптом нарушения неразрывности потока, в частности в связи с поступлением в ствол жидкости - поток вынужден потратить дополнительную энергию на ее вынос.

Анализируя поведение расходных параметров, в частности можно выявить:

интервалы, где истинное содержание жидкости много больше расходного (Фж >> Вж); это интервалы, где жидкость практически не движется (ниже уровня воды в стволе);

интервалы, где истинное и расходное содержание сравнимы, но расходное меньше по величине (Фж > Вж); здесь газ проходит через застойную жидкость, частично вынося ее на поверхность (зона барботажа);

интервалы, где истинное и расходное содержание близки; происходит полный вынос жидкости из ствола - вся жидкость в стволе движется;

интервалы нестабильности поведения энергетического параметра QR, где возможен приток в ствол жидкой фазы.

В табл. 4 выделены основные интервалы аномального поведения расходных параметров.

Таблица 4

Параметры

Режим работы (Дшт), мм

10

16

20

28

Интервал нестабильности энергетического параметра, м

2328--2334

2326--2341

2334--2342

2338--2343

Зона барботажа, м (Фж > Вж)

2321--2340,5

2326--2342

2334--2343

2339--2343

Уровень жидкости, м (Фж Вж)

2343

2344

2345

2343

Сравнительный анализ изменений уровней фаз, колебаний границ зоны барботажа и границ интервалов, где по характеру поведения энергетического параметра QR наблюдается невыполнение уравнения неразрывности потока, позволяет сделать следующие выводы.

1. Изначально (в статике при Ру=14,8 МПа) продуктивный пласт СД-VIII имеет следующее насыщение горизонтов: выше отметки 2342 м - газ 2342-2344 м - газовый конденсат, 2344-2347 м - смесь газового конденсата с водой, ниже отметки 2347 м - пластовая вода.

2. По мере увеличения депрессии на пласт (Дшт=10; 16; 20 мм и Ру=14,0; 13,4; 12,7 МПа) граница притока газа постепенно понижается до отметок 2343, 2344 и 2345 м. Прискважинная зона очищается, растет объемная доля газовой фазы в продукции скважины (от 89 до 95%).

3. При достижении некоторого критического значения депрессии (начиная с режима Дшт=24 мм и Ру=11,5 МПа, и особенно на режиме Дшт=28 мм и Ру=9,7 МПа), средний участок пласта (2343-2345 м) "работает" чистой жидкостью, уровень которой также повышается. Одновременно резко возрастает вынос жидкости на устье. В скважине тратится энергия на подтягивание жидкой фазы по горизонтам продуктивного пласта и удаление с забоя этой дополнительной жидкости вместе с остальной продукцией.

Из изложенного следует, что количественные оценки параметров потока флюида в стволе, получаемые в процессе обработки материалов газодинамики на ЭВМ, весьма информативны. Еще раз отметим, что обработке должен подвергаться как можно более полный комплекс ГИС, но при оценке расходных параметров особенно важны данные о дебите потока флюида в стволе. К сожалению, стандартная тахометрическая и термокондуктивная расходометрия не всегда эффективна, главным образом из-за помех, связанных с динамикой потока в многофазной (газожидкостной) среде. Немалую роль в повышении эффективности ГИС играют результаты промысловых устьевых замеров фазовых расходов на сепараторной установке.

Большие надежды связаны с внедрением новых методов измерения расходов (ультразвукового, флуктуационного и др.) в скважинах, работающих со значительным количеством жидкости.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев и др. - М.: Недра, 1978.

2 Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. Т. I / Под ред. Ю.П. Коротаева - М.: Недра, 1984.

3 Ипатов A.И., Кременецкий М.И„ Кульгавый И.А. Современное состояние и перспективы развития гидродинамико-геофизических методов контроля за разработкой газовых месторождений в СССР и за рубежом // Обзор ВНИИЭгазпром. - М., 1991.

4 Ипатов А.И. Кривко Н.Н. Выявление интервалов обводнения в действующих газовых скважинах методами геофизических исследований скважин / Изв. вузов. Сер.Нефть и газ. - 1989. - № 7. - С.3-7.

 

 



Рис. 1. Оценка истинных содержаний трехкомпонентной смеси по термо-, баро- и влагометрии при работе скважины на штуцере 16 мм.
Цифры в кружках: 1 - термометрия; 2 - барометрия; 3 - влагометрия; 4 - плотность смеси по барометрии; 5-8 - содержание: 5 - газоконденсата, 6 - газа, 7 - жидкости по барометрии, 8 - воды; 1 - интервал перфорации; 2 - аргиллит; 3 - НКТ; 4 –песчаник

 


Рис. 2. Оценка расходных содержаний смеси по расходо-, баро- и термометрии при работе скважины через штуцер 16 мм. Цифры в кружках: 1 - расходометрия; 2 - барометрия; 3 - термометрия; 4 - истинное содержание жидкости в эквиваленте плотности воды; 5 - расходное содержание жидкости в эквиваленте плотности воды; б - энергетический параметр. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1.

 

Abstract

The experience of hydrodynamic-geophisical methods use in exploitational wells at condensate fields of Krasnoyarsk region is regarded. Infonnativity of quantitative proceeding of measuring results is analysed on the base of real geological-geophisical data. Possibilities of hydro-gas-dynamic are shown for evaluation of output profile and content, revealing of intervals for liquid coming in a borehole, optimization of a well work regime. Recommendations are given for improving of investigations complex.