Особенности планирования и проведения импульсного гидропрослушивания без остановки скважин

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовые отрасли осваивают и разрабатывают месторождения, которые характеризуются сложным геологическим строением. Одним из методов изучения таких месторождений является гидропрослушивание. Данный метод позволяет точно оценить фильтрационные характеристики пласта, уточнить фильтрационно-емкостную модель, определяет воздействие нагнетательных скважин на добывающие. Преимущество данного метода в том, что он является единственным методом, позволяющим определить пьезопроводность пласта и гидродинамическую связь между скважиной и пластом [1].

В данной работе рассмотрены проблемы, выявленные при проведении гидропрослушивания. Ввиду участившихся случаев невозможности выявления сигнала в реагирующих скважинах от остановок и запусков влияющей скважины необходимо обратить внимание на условия его проведения на работающем фонде скважин.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

Ключевым и необходимым условием качественного проведения и интерпретации исследования методом гидропрослушивания на работающем фонде скважин является последовательность действий при его планировании и подготовке. Последовательность действий и планирование проведения исследования представлены в виде алгоритма работ (рис. 1).

Планирование работ по гидропрослушиванию начинается с определения участка залежи, на котором будут проводиться исследования. Для воздействия на пласт путем остановки закачки выбирается возмущающая нагнетательная скважина и несколько условно реагирующих на остановку добывающих скважин. При планировании работ обязательным условием является сбор подробной информации об объектах исследования. Качественный сбор информации в значительной степени влияет на интерпретацию исследования. Затем приступаем к моделированию процесса исследования, после чего выполняется само гидропрослушивание на исследуемом участке. После проведения исследований выполняется анализ текущей работы подземного оборудования для выявления отклонений в работе подземного оборудования, которые могут повлиять на возможность и корректность регистрации импульса в реагирующих скважинах. Если такие отклонения отсутствуют, то мы можем без каких-либо сложностей качественно обработать исследование и в конечном счете рассчитать искомые значения.

Для наглядного примера и анализа отклонений, возникающих при интерпретации гидропрослушивания, было рассмотрено одно из проведенных исследований данным методом, которое проводилось с 13.08.2017 по 20.09.2017 гг. Участок проведения работ представлен на рис. 2. Для расчета времени прихода импульса в реагирующую скважину от остановки и запуска возмущающей скважины, необходимо заложить в программу данные об исследуемом объекте для расчета ∆t и ∆р, такие как: приемистость нагнетательной скважины, проницаемость, нефтенасыщенная мощность пласта, пористость, вязкость и сжимаемость флюида, а также расстояние от возмущающей скважины до забоев реагирующих скважин.

Для того чтобы рассчитать время прихода импульса, которое применяется при расчете пьезо- и гидропроводности, нам необходимо идентифицировать то время отклика, с которого начинает изменяться давление в реагирующей скважине от остановки или запуска влияющей скважины. Когда мы найдем в реагирующей скважине время отклика (т.е. точку изменения давления от запуска влияющей скважины и точку изменения давления от остановки) то, как следствие, увидим некую амплитуду изменения давления (рис. 3), что будет являться сигналом, характеризующим рост и снижение давления и подтверждающим наличие гидродинамической связи между возмущающей и реагирующими скважинами. Методика расчета времени отклика приведена отечественными специалистами [1–6].

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Для определения оптимального способа выявления импульса и расчета параметров пласта было исследовано влияние диапазона вносимых параметров фильтрационно-емкостных параметров на расчетную модель (в программе Saphir Kappa Engineering [7]). На рис. 4 представлен расчет времени прихода импульса и его амплитуды при максимальных значениях. Внизу на графике видны две остановки влияющей нагнетательной скважины. Реакция на изменение давления на остановки представлена на графике выше. Здесь видно, что при первой остановке нагнетательной скважины время прихода импульса составляет 70 ч при амплитуде 0,9 кгс/см ², при запуске время прихода импульса составляет 27 ч, но меняется его амплитуда – 1,3 кгс/см ². При второй остановке время прихода импульса и его амплитуда остается неизменной, но при запуске возмущающей скважины наблюдается более высокая амплитуда давления – 2,3 кгс/см ².

На рис. 5 представлен расчет при внесении минимальных значений фильтрационно-емкостных свойств. Здесь наблюдается такое же время прихода импульса после первой остановки влияющей скважины, но величина импульса меньше в два раза, чем при внесении максимальных значений параметров пласта, при запуске меньше на 0,3 кгс/см ² и составила 1 кгс/см ². При повторном запуске влияющей скважины время прихода импульса остается неизменным, а вот амплитуда импульса стала меньше на 0,3 кгс/см ² по сравнению с произведенным расчетом изменения давления при использовании максимальных фильтрационно-емкостных параметров.

Таким образом, при расчете времени прихода импульса и его величины было выявлено, что большое влияние на расчетную величину прихода импульса имеет диапазон вносимых фильтрационно-емкостных параметров, а именно проницаемости, которая влияет на интенсивность амплитуды импульса, но не на время прихода. На основании этого вывода можно гораздо точнее прогнозировать, а, как следствие, в дальнейшем интерпретировать сигнал. Выявлен оптимальный способ определения импульса и расчета параметров пласта.

На рис. 6 представлен график фактического изменения давления в реагирующей скважине. Помехи связаны с воздействием на скважину на устье. Цифрами 1, 3, 4 отмечены остановки скважины по срыву подачи, цифрами 2, 5, 6 – скачки давления от выполнения работ оператора-исследователя с устья, которые импульсом не являются, но как раз могут приходиться на время его прихода. Диагностировать импульс от запуска в работу нагнетательной скважины не представляется возможным из-за «шумов» от работы электроцентробежного насоса этой скважины. Расчетная амплитуда импульса составила 2,3 кгс/см ², а помехи составляют более 2 кгс/см ², поэтому импульс среди зашумленности найти не предоставляется возможным. А вот при запуске после первой остановки импульс не наблюдается либо он приходится на время внешнего воздействия на скважину.

Чтобы исследовать влияние значений дебита на расчетную модель, были построены модельные кривые давления с постоянным дебитом Qconst = 0 м ³/сут. и с Qconst = 80 м ³/сут. Было выявлено, что при любом постоянном дебите импульс в реагирующей скважине от воздействия нагнетательной на кривых давления диагностируется. При постоянном режиме реагирующей скважины и без внешних воздействий на скважину с устья идентификация импульса не представляет сложности. Также решить проблему идентификации импульса на реагирующей скважине можно путем увеличения внутрикустовой закачки при наличии такой технологической возможности [8].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Учитывая несовершенство технологии проведения гидропрослушивания на работающем фонде скважин, вероятность выявления импульса увеличивается при изменении величины воздействия на пласт и моделировании поведения кривой давления при более высоких значениях давления и фильтрационно-емкостных свойствах пласта. В целях оптимизации проведения исследования методом гидропрослушивания на производстве обязательным условием при определении времени прихода импульса является стабильная работа подземного оборудования. Гидропрослушивание на работающем фонде скважин является самым доступным источником данных, поскольку затраты на получение гидродинамических параметров пласта несопоставимо малы по сравнению с проведением исследований на остановленном фонде скважин.

Оптимизация планирования и проведения гидропрослушивания на работающем фонде скважин не представляет сложности, эффективна с точки зрения экономики, а также информативности при условии отсутствия внешних воздействий на устье скважины в период проведения исследований.