Технология проведения долговременных гидродинамических исследований датчиками на приеме ЭЦН на Приобском месторождении

Стандартные гидродинамические исследования для оценки фильтрационных свойств совершенства вскрытия пласта на Приобском месторождении имеют ограниченную применимость.

Из-за низкой проницаемости коллектора и наличия трещин гидроразрыва необходимое время исследования для определения параметров пластовой системы (даже при закрытии скважины на забое) – очень велико. Кроме того на месторождении ограничено количество фонтанирующих скважин где возможно проведение исследований по методике КВД. Поэтому исследования методом КВД (в чистом виде), проводимые на добывающих скважинах, были проведены лишь 5 раз.

Недостаток начальной информации о фильтрационных параметрах пласта компенсировался исследованиями по методике КСД (включая циклические исследования) – практически такой же информативности, что и КВД, но не требующие длительной остановки добывающей скважины. По кривой стабилизации давления в период пуска скважины оцениваются проницаемость коллектора и начальный скин-фактор. Далее в процессе эксплуатации контролируется изменение обводненности (для оценки фазовой проницаемости) и текущей продуктивности. По этим данным возможна независимая оценка характера изменения скин-фактора, учет которой при интерпретации КСД позволяет более достоверно оценить характер снижения пластового давления [1].

На начальном этапе эксплуатации месторождения такие исследования выполнялись с помощью автономного манометра, помещаемого на приеме ЭЦН. При непрерывном мониторинге забойного давления датчиками на приеме ЭЦН аналогичная задача решается без остановки скважины. То есть такие исследования в условиях низкопроницаемых коллекторов, дренируемых трещиной ГРП, являются наиболее эффективной альтернативой стандартных ГДИС.

Мониторинг изменения энергетического состояния залежи на Приобском месторождении осу- ществляется с помощью дистанционной стационарной измерительной системы, которая включает в себя датчики давления и температуры, установленные на приеме насоса.

С 2005 по 2012 г. работы по мониторингу контроля забойного давления стационарными датчиками исследования проведены 1008 раз в 994 скважинах (то есть с практически полным охватом эксплуатационного фонда). В период 2009-2012 гг. проведено 621 исследование, в которых осуществлена интерпретация по соответствующим объектам, находящихся на территории разбуриваемых в настоящее время участках. Особенностью проведения работ является цикличность исследований, т.е. регистрация давления начинается при спуске НКТ, и заканчивается при подъеме труб с насосом. Таким образом, каждый этап регистрации девиации давления должен представлять собой цикл КСД, продолжительность которого определяется временем непрерывной работы ЭЦН.

Первичная обработка по каждой скважине предусматривает объединение разрозненных данных об изменении давления, предоставляемых ежемесячно в единый файл для получения общей картины динамики забойного давления в течение всего периода работы скважины. В качестве инструмента для интерпретации был выбран программный продукт «Topaze» фирмы «KappaEngineering», в котором реализован принципиально новый подход для анализа данных длительных промысловых замеров (отличный от анализа традиционных ГДИС). В соответствие с этим была выполнена более глубокая обработка наиболее информативных результатов исследований.

Информация, необходимая для анализа и последующей интерпретации включает в себя следующие данные:

• –    изменение забойного давления во времени;

• –    изменение дебита скважины во времени;

• –    обводненность продукции;

• –    свойства пластовой системы (работающая толщина, пористость, свойства флюида и пр.);

• –    работа ближайшего окружения скважины;

• –    результаты ПГИ.

В качестве дополнительной информации привлекаются результаты ГДИС по стандартной технологии (при условии их наличия) в исследуемых скважинах.

Важно, что долговременный мониторинг давления на забое добывающих скважин позволяет судить о динамике изменения состояния пласта во времени. Прежде всего, это касается пластового давления и скин-фактора.

Однако описанный способ не является универсальным, и непригоден для низкопроницаемых пластов, поскольку размеры и глубина воронки депрес- сии (в том числе на границах зоны дренирования) изменяются со скоростью, сравнимой с распространением воронки импульса давления в пласте. Поэтому описание состояния и поведения коллектора с использованием таких параметров, как среднее пластовое давление и продуктивность, часто не эффективно [1].

Основная проблема интерпретации результатов долговременных КСД состоит в том, что названные факторы воздействуют одновременно и их очень трудно разделить. Одно и то же поведение давления на забое скважины можно связать как с тем, что прогрессирует загрязнение прискважинной зоны (растет скин-фактор), так и с тем, что падает пластовое давление. Устранить данную неоднозначность удалось путем привлечения в качестве элемента ГДИС технологии КВУ.

Включение в технологию исследований цикла КВУ позволяет повысить качество интерпретации, причем даже в том случае, когда вследствие малой проницаемости пласта и влияния трещины ГРП пластовое давление в цикле не восстановилось. Вследствие существенного влияния на КВУ текущего пластового давления хорошего совмещения результатов измерения и расчетов при недостоверном значении этого параметра получить не удается, следовательно, исключено и необоснованное суждение об изменении во времени скин-фактора [1].

На Приобском месторождении за прошедший период был выполнен большой объем исследований по данной технологии, при регистрации давления как на устье (КВУ-У), так и на забое скважине – приеме насоса (КВУ-З).

Первый вариант измерений более оперативный, не несет больших затрат, но кривые, зарегистрированные на устье, более шумные. Исследования вторым способом требуют подготовки скважины, ее остановки для спуска и подъема манометра, в тоже время этот вариант регистрации забойного давления по информативности может приближаться к методу КВД.

Но все же, чаще всего информативность исследований даже по технологии КВУ-З очень низка. Причина в аномально малой проницаемости пласта и больших длинах трещин. Тем не менее, эти исследования в настоящее время заняли важную нишу в системе ГДИС. Это произошло благодаря тому, что специалистами компании Газпром-нефть разработан новый способ интерпретации материалов исследований, предполагающий совместный анализ результатов измерения давления в процессе КВУ и долговременных периодов запуска скважины. В результате возможна оценка изменения значения скин-фактора во времени даже в том случае, когда параллельно существенно меняется давление в пласте.

Результаты исследований, выполненных на Приобском месторождении по описанной методике, позволили сделать вывод, что в большинстве скважин значения скин-фактора практически не изменяются во времени. Таким образом, основной причиной падения производительности новых скважин является не качество ГРП, а низкая проницаемость пласта.

Опыт контроля разработки Приобского месторождения, позволяет утверждать, что подобные исследования можно приравнять к «базовым» ГДИС. Подтверждено также, что для условий Приобского месторождения (особенно в периферийных зонах пласта с аномально низкой проницаемостью) подобные исследования эффективнее стандартных ГДИС, поскольку при равной информативности они не требуют проведения специальных мероприятий (в том числе, специальных длительных остановок скважин).

Использование описанной технологии позволило охватить базовыми гидродинамическими исследованиями практически каждую эксплуатационную скважину. В результате стали возможны обобщения фактически единовременно полученных результатов ГДИС по крупным блокам залежи.