RU2819121C1 - Способ определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания на скважинах - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении и интерпретации газодинамических исследований (ГДИ) газовых скважин методом гидропрослушивания (ГДП). Способ заключается в том, что при запуске газового промысла после остановок осуществляют исследования методом ГДП. Перед проведением исследования выполняют численное моделирование с целью определения оптимального дизайна исследования. В ходе моделирования определяют рамки моделируемой области исследуемого пласта. Проводят локальное измельчение сетки структурного каркаса и выделение в гидродинамической модели (ГДМ) сектора для адаптации на результаты исследований методом интегрального ГДП. Осуществляют инициализацию ГДМ, производят моделирование хода исследования работы скважин. На основе актуализированной ГДМ осуществляют численное моделирование дизайна исследования методом интегрального ГДИ. По результатам моделирования проводят построение кривых динамики пластового давления в реагирующей скважине при различных значениях проницаемости. Осуществляют численную интерпретацию исследования методом интегрального ГДП путем запуска нескольких вариантов расчета ГДМ с различными параметрами сигналов от возмущающих скважин и анализом полученных кривых динамики пластового давления в реагирующих скважинах. После проведения исследований проводят адаптацию ГДМ на результаты исследований методом интегрального ГДП. Техническим результатом является повышение точности оценки фильтрационно-емкостных свойств в определенном направлении и повышение достоверности определения гидродинамической связи между скважинами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта. 11 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении и интерпретации газодинамических исследований газовых скважин методом интегрального гидропрослушивания (ГДП), преимущественно после длительных летних остановок промыслов.

Известен способ аналитической интерпретации ГДП (см. Курочкин В.И., Санников В.А., Теоретические основы и анализ гидродинамических исследований скважин. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. - 375 с.) Данный способ включает в себя следующие этапы:

- ввод расстояния между возмущающей и реагирующей скважинами;

- ввод исходных РVТ-данных, включая опорные значения давления и температуры, относительную плотность или состав газа, по которым определяются характерные значения вязкости, объемного коэффициента и суммарного коэффициента сжимаемости Ct;

-ввод параметров пласта - пористости, эффективной толщины, коэффициента сжимаемости пор;

- ввод истории работы возмущающей скважины в формате «дата-время-дебит»;

- выбор интервала интерпретации путем указания первого интервала в истории работы скважины, начиная с которого будет выполняться алгоритм нелинейной регрессии совмещения замеренных данных давления с модельной кривой;

- ввод начальных значений проницаемости и давления на реагирующей скважине на момент начала истории работы;

- построение модельной кривой давления в интервале истории работы скважины в соответствии с начальными введенными значениями на одном графике с данными замеров в координатах «давление-время»;

- уточнение решения в ручном режиме путем изменения параметров интерпретации или с помощью алгоритма нелинейной регрессии, при необходимости повторяя эту процедуру до тех пор, пока модельный график не перестанет изменяться;

- визуальный анализ совместного графика данных замеров давления и модельной кривой на предмет удовлетворительного совмещения. Достоверность полученных данных интерпретации оценивается по качеству совмещения замеренной и модельных кривых давления и непротиворечивостью полученных результатов интерпретации.

К существенным недостаткам этого способа относится ограниченность интерпретируемых схем. Воспроизвести таким образом можно только технологии ГДП с постоянным сигналом, с одним источником возмущения или размещением источников в одной направленности от реагирующей скважины, т.к. в данном случае можно заменить их на эквивалентный источник. Более сложные схемы ГДИ, которые чаще реализуются на практике и позволяют разделять сигналы от различных источников, а также с непостоянными неустановившимися дебитами не могут быть воспроизведены по данному способу. Более того, отсутствие учета неоднородности распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в объеме залежи существенно искажает полученные результаты и не позволяет использовать их для учета в гидродинамической модели (ГДМ) при прогнозировании показателей.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом Импульсно-Кодового Гидропрослушивания (ИКГ) (см. патент на изобретение RU 2666842, кл. Е21В 49/00, 12.09.2018). Данное изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований в зоне каждой скважины. В соответствии с данным способом формируется трехмерная гидродинамическая модель, далее проводится моделирование исследования методом ИКГ, затем определяется оптимальный сценарий исследования, после чего проводится исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяются фильтрационные параметры пласта с помощью интерпретации данных, в конечном итоге осуществляется обновление гидродинамической модели с учетом данных, определенных на предыдущем шаге.

Существенным недостатком указанного способа является то, что в нем не раскрывается технология численного моделирования исследования и поиска уточняющего распределения ФЕС, а также иных параметров в модели. Кроме того, в данном методе не учтены особенности, свойственные высокопроницаемым сеноманским газовым залежам.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является установление наличия или отсутствия гидродинамической связи между отдельными участками продуктивного пласта, определение ФЕС межскважинного пространства в пределах куста или в межкустовом пространстве, а также устранение недостатков, присущих существующим решениям, при помощи учета неоднородности распределения ФЕС и специфики распространения сигналов от различных источников в высокопроницаемых коллекторах сеноманских газовых залежей.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности оценки ФЕС в определенном направлении и повышение достоверности определения гидродинамической связи между скважинами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта, за счет осуществления численной интерпретации исследований методом интегрального ГДП после длительных остановок промыслов с обеспечением возможности интерпретации данных для любых технологий гидродинамических исследований методом интегрального ГДИ на газовых объектах разработки.

Технический результат обеспечивается тем, что в способе определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания (ГДП) на скважинах заключающийся в том, что осуществляют подготовку гидродинамической модели (ГДМ) газовой залежи, содержащей структурный каркас с трехмерной сеткой и построенной с использованием исходных параметров пласта газовой залежи, которые были определены на основе данных полученных при проведении геофизических исследований скважин (ГИС), исследований керна, флюидов, и сейсмической разведки, при этом подготовка ГДМ заключается в определении границ моделируемой области пласта газовой залежи и выделении соответствующего упомянутым границам сектора ГДМ, проведении локального измельчения, после чего осуществляют инициализацию ГДМ, в ходе которой определяют начальные условия равновесия пласта газовой залежи на момент начала проведений исследований, определяют в ГДМ характеристики и параметры скважин с использованием гидродинамического симулятора, входными данными для которого являются фактические траектории скважин газовой залежи, интервалы и характеристики перфораций скважин и принадлежность скважин к кустам, затем осуществляют численное моделирование дизайна исследования методом интегрального гидродинамического прослушивания (ГДП), в ходе которого задают в ГДМ совокупность параметров, которая включает в себя информацию о количестве возмущающих и реагирующих скважин, о взаиморасположении этих скважин, расстоянии между скважинами, длительности остановки как реагирующих, так и возмущающих скважин перед запуском возмущающих скважин и длительности регистрации давления в реагирующих скважинах, по результатам моделирования дизайна определяют время прихода сигнала в реагирующую скважину получаемого от возмущающих скважин и его интенсивность в реагирующей скважине, путем запуска в гидродинамическом симуляторе нескольких вариантов расчета ГДМ с различными параметрами сигналов от возмущающих скважин, получают возможные кривые динамики пластового давления в реагирующих скважинах, по кривым динамики пластового давления в реагирующих скважинах судят о возможности получения сигнала в реагирующей скважине, достаточного по величине, чтобы его можно было идентифицировать как полученный от возмущающей скважины, после чего на скважинах газовой залежи при запуске газового промысла после остановок осуществляют гидродинамические исследования (ГДИ) газовой залежи интегральным методом ГДП в соответствии со смоделированным дизайном, в ходе которых выполняют запуск возмущающих скважин, при этом реагирующие скважины, оставляют в бездействии и фиксируют глубинным и устьевым манометрами изменение давления во времени, связанное с изменением режима работы возмущающей скважины, после чего проводят адаптацию ГДМ на результаты исследований методом интегрального ГДП, в ходе адаптации производят моделирование хода исследования работы скважин газовой залежи, включающее в себя проведение остановок и запусков скважин, с определением режимов работы

скважин, включающее определение пластового, забойного и устьевого давления, дебита жидкости, при этом осуществляют выделение в секторе выбранного структурного каркаса ГДМ регионов для уточнения проницаемости и порового объема, проводят многократный запуск гидродинамического симулятора с осуществлением расчета ГДМ, изменяя при каждом запуске множители порового объема и проницаемости в выделенных регионах, достигая снижения разницы между данными записи кривых давления и результатами расчета ГДМ за период исследований, после адаптации ГДМ проводят сопоставление полученной модели с результатами последующих гидродинамических исследований и анализ линий тока и

объемов флюидопереноса, по результатам которого определяют взаимосвязи возмущающих и реагирующих скважин и уточняют фильтрационно-емкостные свойства залежи.

Заявленное изобретение поясняется чертежами и таблицей.

На фиг.1 показан пример сектора до измельчения сетки ГДМ.

На фиг. 2 показан пример сектора после измельчения сетки ГДМ.

На фиг. 3 показан пример ввода исходных данных и моделирования кривой динамики пластового давления в реагирующих скважинах при разрешении по давлению манометра 0,001 кгс/см².

На фиг. 4 показан пример ввода исходных данных и моделирования кривой динамики пластового давления в реагирующих скважинах при разрешении по давлению манометра 0,01 кгс/см².

На фиг. 5 показаны результаты интерпретации исследований методом интегрального ГДП между кустами Заполярного месторождения.

На фиг. 6 показаны примеры применения локального измельчения сетки ГДМ в зоне пласта, исследованной методом интегрального ГП.

На фиг. 7 и фиг. 8 показан пример задания куба распределения давления с ГДМ.

На фиг. 9 показан пример сопоставления расчетной и фактической производных давления при адаптации исследований методом интегрального ГДП.

Ha фиг. 10 показан пример регионов адаптации исследований методом интегрального ГДП.

На фиг. 11 показан пример сопоставления расчетных и фактической кривой динамики пластового давления для интегрального метода ГДИ при адаптации ГДМ на примере скважины сеноманской залежи.

В таблице представлены уровни сигнала в наблюдательной скважине.

Способ определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания (ГДП) на скважинах осуществляется следующим образом.

Среди существующих методов газодинамических исследований ГДИ является единственной технологией, позволяющей оценивать ФЕС в определенном направлении. Размер зоны исследования может варьироваться от десятков метров (при проведении исследований методом интегрального ГДИ между соседними скважинами куста) до нескольких километров (при проведении исследований методом ГДП между удаленными кустами), что зависит от длительности исследования, величин дебитов и ГФХ газовой залежи. Моделируемые процессы и адаптируемые параметры являются зональными (характерными для зоны, охватывающей несколько скважин или кустов). Если при проведении исследований методом интегрального ГДИ в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, метод ГДИ позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения. Методика интегрального ГДП может применяться в процессе запуска промысла в работу или при остановке добычи и выполняется по двум технологическим схемам:

- в процессе запуска в работу скважин после окончания периода остановки добычи промысла и включает регистрацию давления (сигнала возмущения) глубинным и устьевым манометрами в одной из скважин при запуске в работу других скважин;

- в процессе остановки добычи промысла и включает кратковременный запуск в работу одной или нескольких скважин (возмущающих) и контроль давления (реакции возмущения) глубинным и устьевым манометрами в одной или нескольких наблюдательных скважинах (реагирующих).

При осуществлении способа численной интерпретации интегрального метода ГДП на скважинах газовой залежи при запуске промысла после остановок (см. Красовский A.B., Голофаст С.Л. Шандрыголов 3.H., Современные методы моделирования разработки газовых месторождений. — Новосибирск: Наука, 2018. — 200) производят предварительную разработку дизайна исследования для подтверждения потенциальной информативности его проведения. Используется ГДМ, подготовленная в рамках проектного технического документа или авторского надзора за выполнением проектных решений по разработке газовой залежи. Адаптированная на историю разработки ГДМ содержит:

- структурный каркас с трехмерной сеткой;

- кубы литологических и петрофизических свойств пласта;

- информацию о динамических характеристиках пород пласта;

- информацию о физико-химических свойствах флюидов;

- информацию о параметрах водонапорного горизонта (аквифера);

- кривые относительной фазовой проницаемости (ОФП) и кривые корреляции концевых точек при масштабировании ОФП;

- информацию о параметрах инициализации начального состояния залежи, при этом к данным параметрам относятся определение опорных глубин на каждый регион равновесия ГДМ с заданием начального пластового давления, глубины межфлюидных контактов и зависимости раствореностей различных фаз от глубины;

- информацию o6 истории добычи, содержащую исторические показатели разработки залежи (динамика дебитов газа, забойные и пластовые давления);

- информацию о параметрах вскрытия пласта скважинами, при этом под определением в ГДМ скважин подразумевается определение вскрываемых ими ячеек ГДМ, а также параметров проводимости между стволом скважины и каждой вскрываемой ячейкой.

Для подготовки первоначальной ГДМ осуществляют следующее (см. Красовский A.B., Голофаст С.Л., Шандрыголов 3.H., Современные методы моделирования разработки газовых месторождений. — Новосибирск: Наука, 2018. — 200):

- определение рамок моделируемой области пласта газовой залежи;

- локальное измельчение сетки и выделение сектора ГДМ для адаптации интегрального метода ГДИ в случае необходимости;

- инициализацию ГДМ;

- определение скважин газовой залежи в модели пласта газовой залежи, при этом под определением в ГДМ скважин подразумевается определение вскрываемых ими ячеек ГДМ, а также параметров проводимости между стволом скважины газовой залежи и каждой вскрываемой ячейкой;

- моделирование хода комплексного исследования, включающего в себя запуск и остановки скважин газовой залежи.

ГДМ исследуемого продуктивного газового пласта представляет собой цифровую геолого-фильтрационную модель газовой залежи. Под ГДМ понимают объемную имитацию месторождения, хранящуюся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющую исследовать и прогнозировать процессы, сопутствующие разработке месторождения. ГДМ содержит структурный каркас с трехмерной сеткой и построена с использованием параметров исследуемого продуктивного газового пласта, определенных на основе данных по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) газовой залежи, данных об исследовании керна и флюидов, данных

сейсмической разведки, данных полученных по результатам исследований скважин газовой залежи гидродинамическими методами с применением гидродинамический симулятора.

Для создания ГДМ может быть использован гидродинамический симулятор tNavigator (cm. TNavigator. Симулятор. Руководство пользователя/Rock Flow Dynamics, 2020 - 481.), который позволяет создавать прогнозную версию ГДМ для последующего планирования разработки месторождений.

Гидродинамический симулятор - проблемноориентированный симулятор для моделирования процессов фильтрации в гигантских месторождениях сложной структуры и создания постоянно действующих геолого-технологических моделей. Симулятор обеспечивает построение решений систем уравнений, с помощью которых моделируются процессы.

При подготовке ГДМ определяют возможность использования секторной модели с учетом определения радиуса исследований по результатам аналитической интерпретации исследования, длительности исследования и близости расположения соседних скважин газовой залежи к исследуемой скважине, выполняют локальное измельчение сетки вокруг исследуемых скважин газовой залежи в случае необходимости и задают начальные на момент исследования динамические условия - распределение давления и дебиты скважин в ГДМ. Локальное измельчение сетки вокруг исследуемых скважин газовой залежи выполняют, когда для воспроизведения динамики давления в реагирующей скважине необходимо обеспечить дискретизацию области между ней и возмущающей скважиной не менее, чем с 10 ячейками сетки ГДМ. Если шаг исходной сетки не обеспечивает данную дискретизацию, производят локальное измельчение сетки ГДМ в зоне, охватывающей возмущающие скважины, реагирующие скважины соседние с полученной областью ячейки межскважинного и межкустового пространства (фиг.6). Локальное измельчение сетки ГДМ позволяет повысить точность прогнозирования кривой реагирования пластового давления. Шаг сетки должен составлять не более 100 м, если условие наличия 10 ячеек между возмущающими и реагирующими скважинами соблюдается, для обеспечения необходимой чувствительности давления в ячейках реагирующей скважины.

Затем осуществляют инициализацию ГДМ - процесс определения (задания) начальных условий равновесия пласта газовой залежи, т.е. набор динамических параметров пласта на начальный момент моделирования. К таким параметрам относятся начальное давление пласта, начальная водо- и газонасыщенность пласта и т.д. В ходе инициализации ГДМ определяют начальные условия равновесия пласта на момент начала проведения исследования, определяют в ГДМ характеристики и параметры скважин газовой залежи с использованием гидродинамического симулятора, входными данными для которого являются фактические траектории скважин газовой залежи, длительности остановки как реагирующих, так и возмущающих скважин перед запуском возмущающих скважин и длительности регистрации давления в реагирующих скважинах и характеристики перфораций этих скважин и принадлежность скважин к кустам. При инициализации с заданием насыщенности и давления по фактическим данным производится контроль корректности учета изменения проницаемости и пористости от изменения давления (функции уплотнения породы) для текущего состояния разработки.

В управляющем файле определяют параметры ГДМ и запускают расчет без скважин газовой залежи на один день для балансировки рассчитываемых значений и анализа результатов инициализации. Для определения в ГДМ характеристик и параметров скважин используются программы-предпроцессоры (или встроенные функции симулятора), входными данными для которых являются;

- фактические траектории скважин газовой залежи (инклинометрия);

- интервалы и характеристики перфораций;

- принадлежность скважин газовой залежи к группам (кустам).

Результатом работы предпроцессора является секция ГДМ, описывающая основные характеристики скважины, и секция ГДМ с описанием перфорированных ячеек с определенными параметрами, обуславливающими характер вскрытия (см. TNavigator. Симулятор. Руководство пользователя. — Rock Flow Dynamics, 2020. — 481 с.).

Далее производят численное моделирование предварительного дизайна исследований методом интегрального ГДП. Предварительный дизайн исследований методом интегрального ГДП является результатом работ по планированию проведения исследований. В ходе численного моделирования дизайна исследования методом интегрального ГДИ в ГДМ задается совокупность параметров, которая включает в себя информацию о количестве возмущающих и реагирующих скважин газовой залежи, о взаиморасположении этих скважин, о расстоянии между скважинами, о длительности остановки как реагирующих, так и возмущающих скважин газовой залежи перед запуском возмущающих скважин и длительности регистрации давления в реагирующих скважинах. Численное моделирование исследований методом интегрального ГДП проводится путем запуска в гидродинамическом симуляторе нескольких вариантов расчета ГДМ с различными параметрами сигналов возмущающей/-их скважин.

Дизайн исследований методом интегрального ГДП выполняется с применением специализированного программного обеспечения по численному моделированию (гидродинамический симулятор). Для формирования оптимального дизайна с применением программного обеспечения оценивают: требуемой интенсивности импульса (импульсов) воздействия со стороны возмущающей скважины для регистрации сигнала в реагирующей скважине с учетом характеристик пласта, параметров регистрирующей аппаратуры для контроля давления в реагирующей скважине, тенденции изменения давления в реагирующей скважине в период предыстории (до начала исследований), наличия посторонних шумов при регистрации давления в реагирующей - скважине; необходимой продолжительности контроля давления в реагирующей скважине при различных вариантах цикличности возмущения и параметров пласта с учетом расстояния (расстояний) от возмущающей до реагирующей (реагирующих) скважин.

По результатам моделирования дизайна определяют время прихода сигнала в реагирующую скважину получаемого от возмущающих скважин и его интенсивность в реагирующей скважине. По рассчитанным кривым динамики пластового давления в реагирующих скважинах можно судить о возможности получения сигнала в реагирующей скважине, достаточного по величине, чтобы его можно было идентифицировать как полученный от возмущающей скважины.

Для надежной диагностики импульса от возмущения уровень регистрируемого сигнала в реагирующей скважине должен не менее чем в 10 раз превышать уровень разрешения по давлению регистрирующего манометра и зашумленности записи давления. Низкое разрешение приборов либо высокий уровень посторонних шумов являются основной проблемой планирования, проведения и интерпретации исследований методом ГДИ в условиях интерференции скважин.

Для гарантированного получения сигнала реагирующей скважиной необходимо, чтобы время исследования превышало оценку времени движения сигнала (см. формулу (1)). Далее рекомендуемое время исследования уточняется на основании многовариантных расчетов на ГДМ для конкретных технологий и условий проведения исследований методом интегрального ГДП.

Ожидаемое время прихода сигнала t_gran к реагирующей скважине в первом приближении оценивают по формуле (1):

где – пьезопроводность пласта, м²/с;

k - относительная фазовая проницаемость пласта, м²;

μ - вязкость флюида, Па·с;

m - эффективная пористость;

С_t - суммарный коэффициент сжимаемости, 1/ Па;

R _K — расстояние между реагирующей и ближайшей возмущающей

скважиной, м.

Если цели работ предусматривают одновременную регистрацию сигналов возмущения в нескольких реагирующих скважинах, расчеты требуемой интенсивности импульса воздействия в возмущающей скважине и необходимой продолжительности контроля давления в реагирующей скважине выполняются для всех скважин участка исследований. Определение параметров проведения исследования в первую очередь выполняется для наиболее удаленной реагирующей скважины, а затем для остальных скважин.

На основе выполненных расчетов осуществляют определение оптимальной технологической схемы исследований с учетом воздействия в возмущающей скважине, амплитуды ожидаемого сигнала, продолжительности регистрации возмущения в реагирующих скважинах.

По результатам многовариантных расчетов устанавливаются следующие прогнозные технологические параметры исследований: интенсивность импульса давления в возмущающей скважине или нескольких возмущающих скважинах куста, зависящая от дебита скважин и ФЕС пласта; цикличность возмущающего сигнала - одно цикличное или многоцикличное возмущение пласта; способ создания возмущения - запуск в работу или остановка возмущающей скважины (скважин); продолжительность сигнала или нескольких сигналов возмущения и время регистрации реагирования в наблюдательной скважине.

По данным ГФХ исследуемого пласта и ранее выполненных ГДИ возмущающей и реагирующих скважин определяется - диапазон проницаемостей, по которому проводится построение кривых давления при различных значениях проницаемости (см. фиг. 3 и фиг. 4). Строят не менее трех кривых динамики пластового давления в реагирующих скважинах на каждую пару скважин или кустов (возмущающая-реагирующая): по минимальному, среднему и максимальному значениям проницаемости на каждом участке исследования.

Для условий сеноманских газовых залежей Западной Сибири важным этапом процесса интерпретации исследований методом интегрального ГДИ является учет разрешающей способности манометра. Это обусловлено малыми уровнями сигнала возмущения (депрессии при запуске в работу скважин). Модельные диаграммы давления реагирующей скважины в случае разрешающей способности по давлению манометра 0,0001 МПа (фиг.3) и 0,001 МПа соответственно (фиг. 4). Видно, что в случае разрешения 0,001 МПа кривая динамики пластового давления в реагирующих скважинах имеет четко выраженный ступенчатый характер, при этом более сложно выделить на графике посторонние возмущения. Это подтверждает необходимость учета степени разрешения манометра при оценке возможности получения сигнала в реагирующей скважине.

На фиг. 4 приведен пример диаграммы моделирования сигнала в наблюдательной скважине между кустами. В модели приняты параметры проницаемости пласта k=300 мД, суммарный дебит возмущающих скважин куста - 3200 тыс. м³/сут, расстояние между источником возмущения и реагирующей скважиной второго куста - 1500 м, разрешение по давлению манометра - 0,0001 МПа. В таблице 1 приведены уровни сигнала возмущения в наблюдательной скважине в различные моменты времени от начала исследования (остановка или запуск скважин куста) в зависимости от расстояния между источником возмущения и наблюдательной скважиной. Пример показывает, что при расстоянии между скважинами возмущающего куста и наблюдательной скважиной другого куста 1500 м и продолжительности возмущения более 20 сут в реагирующей скважине наблюдается четкая реакция на возмущение более чем в 100 раз выше величины разрешения манометра. Если расстояние между кустами составит 3000 м, при прочих равных условиях продолжительность возмущения должна составлять не менее 30 сут. Далее при запуске газового промысла после остановок на скважинах газовой залежи осуществляют, в соответствии смоделированным ранее дизайном исследований методом интегрального ГДП, гидродинамические исследования (ГДИ) газовой залежи интегральным методом ГДП, которые проводятся с целью определения гидродинамической связи между скважинами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта.

При проведении исследованной методом интегрального ГДИ проводят синхронные работы в нескольких скважинах, при этом выполняют запуск скважин газовой залежи, которые являются возмущающими, а реагирующие скважины, оставляют в бездействии, причем фиксируют по глубинным и устьевым манометрами изменение давления во времени, которое связано с изменением режима работы возмущающей скважины. Установка (программирование) необходимой частоты регистрации давления при проведении исследований методом интегрального ГДП на глубинном и устьевом манометрах проводится с учетом общей продолжительности исследований по контролю давления в реагирующей скважине.

Необходимая минимальная частота измерения давления в реагирующих скважинах в течение всего периода наблюдений составляет от 60 до 300 си определяется по данным моделирования. Оптимальную частоту измерений по конкретным участкам исследований определяют по данным моделирования с учетом времени работы зарядного элемента (батареи) манометра и возможности переустановки новых приборов. В случае запланированного проведения исследований методом интегрального ГДИ с изменением дебитов возмущающих скважин - контроль дебита производят с периодичностью в два раза меньшей, чем периодичность изменения.

После проведения исследований скважин газовой залежи методом интегрального ГДИ проводят адаптацию ГДМ на результаты данных выполненных исследований. Адаптация ГДМ - это настройка параметров ГДМ с использованием данных об истории разработки. Адаптацию проводят путем изменения исходных данных ГДМ таким образом, чтобы результаты расчёта за период разработки совпадали с фактическими данными. Адаптацию ГДМ проводят с использованием гидродинамического симулятора. Адаптация заключается в многократном запуске ГДМ на расчёт с небольшими изменениями исходных данных. В этом случае получают зависимость между изменениями исходных данных и изменениями значений целевой функции, т.е. функции от разницы между фактическими показателями разработки и результатами расчёта модели за исторический период. Особенности методов адаптации ГДМ на результаты исследований интегральным методом ГДП, в т.ч. специфика исследований, необходимость выполнения детализированных расчетов и сложность описываемых фильтрационных процессов предусматривают применение гидродинамических симуляторов. Численная адаптация ГДМ на результаты исследований методом интегрального ГДП является единственным достоверным инструментом уточнения ФЕС пласта, т.к. аналитическая интерпретация основана на большом количестве упрощений, вносящих высокую погрешность в определение свойств залежи.

Используют модель, подготовленную при формировании дизайна исследования, уточняется необходимость локального измельчения и выделение сектора сетки структурного каркаса ГДМ для исследований, воспроизводящихся локальными фильтрационными процессами (см. фиг.1 и фиг.2). В процессе интерпретации на подготовленной ГДМ исследуемого продуктивного газового пласта выделяются параметры с наибольшей степенью неопределенности и из сектора ГДМ выделяют регионы для уточнения проницаемости и порового объема. Свойства ГДМ наследуются от исходной ГДМ. При этом сектор можно выделить как с использованием встроенных современных инструментов, так и с использованием программного обеспечения для геологического моделирования с последующим определением начальных свойств модели аналогично полномасштабной ГДМ для адаптации на результаты исследований методом интегрального ГДП. Сектор охватывает возмущающие и реагирующие скважины и в диаметре должен (или по другому характерному размеру) не менее, чем в два раза превышать расстояние между реагирующей и возмущающей скважиной. На внешних границах сектора задают переток, полученный по исходной версии ГДМ. По всем скважинам, входящим в сектор воспроизводится история добычи с посуточной детализацией. Если данная детализация не обеспечивается, то с максимально доступной.

В общем случае пластовое давление и водонасыщенность инициализируются по результатам замеров и ГИС соответственно. Для этого значения пластового давления по скважинам приводятся к дате за 1 месяц до проведения исследований методом интегрального ГДП в соответствии с принципом материального баланса по зависимостям приведенного давления от отборов. По полученным значениям выполняется построение карты изобар (карту распределение пластового давления залежи). Выполняется построение карты текущего положения газоводяного контакта (ГВК). Подробнее метод получения куба пластового давления и водонасыщенности

по фактическим данным описан в см. ГОСТ Р 56539-2015. В случае, если погрешность величины пластового давления в исходной версии ГДМ не превышает 5 % при пластовом давлении 2 МПа и более и 0,1 МПа при пластовом давлении менее 2 МПа - допускается использование полученного распределения пластового давления по результатам моделирования (фиг. 7 и фиг.8). В этом случае при адаптации к давлению ГДМ добавляют величину начальной несбивки.

Расчеты в рамках адаптации производят с рестарта расчета ГДМ истории разработки, но не менее чем за 1 месяц до начала проведения исследований методом интегрального ГДП для учета режимов работы скважин и формирования депрессионной воронки вокруг них.

Для скважин на время работы устанавливают режим управления по дебиту. В моменты остановки - скважины закрывают с сохранением возможности перетоков между вскрываемыми блоками.

Временные шаги в ГДМ устанавливают в соответствии с имеющимися данными по замерам давления и дебита с выделением шага на каждый замер.

В случае отсутствия данных по дебиту с достаточной детализацией - для возмущающих скважин устанавливается режим управления по устьевому давлению при соблюдении условий: ГДИ на установившихся режимах с проведением глубинных замеров было проведено не более, чем 3 года назад; потери давления по стволу скважины воспроизводят фактические с точностью не менее 95 %.

При адаптации ГДМ на результаты исследований методом интегрального ГДП пластовое давление в ГДМ для реагирующей скважины, приведенное на глубину интервала перфорации, сопоставляется с замеренным давлением, пересчитанным на ту же глубину, в зависимости от имеющихся данных.

Пересчет давления на интервал перфорации производится симулятором автоматически. Для фактических данных может применяться формула (2), описанная в Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин» Р Газпром 086-2010:

где P _у - устьевое давление скважины, МПа;

Р _з - забойное давление скважины, МПа;

е ^s – экспонента;

Z _ст - коэффициент сверхсжимаемости газа при стандартных условиях, д. ед.;

g - ускорение свободного падения, m/c²;

ρ _отн - Относительная плотность газа, д. ед.;

ρ _возд - плотность воздуха при стандартных условиях, кг/м³;

Тст - температура стандартная, К;

Р _ст - давление стандартное, МПа;

Z _ср - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа по стволу скважины от забоя до устья, д. ед.;

Т _ср - среднее значение температуры газа по стволу скважины, К;

L - глубина скважины, м.

В ходе адаптации производят моделирование хода исследования работы скважин газовой залежи, включающее в себя проведение остановок и запусков скважин, с расчетом при этом режимов работы скважин, включающее определение пластового, забойного и устьевого давления, дебита газа.

Уточнение параметров ГДМ производят в рамках диапазона их неопределенности (облака петрофизических соотношений, удаленности зоны с корректируемыми параметрами от скважин, дискретности и точности замеров и т.д.).

При настройке ГДМ на результаты исследований методом интегрального ГДИ адаптируется время, за которое доходит сигнал от возмущающей до реагирующей скважины t_сиг и производная (темп изменения) псевдодавления по времени Δ(Р/z)/Δt (где Р – пластовое давление, МПа , z - коэффициент сверхсжимаемости газа при текущем пластовом давлении, д.ед. ‚ Δt - промежуток времени между двумя замерами) (см. фиг.9). При этом отсутствие сигнала (снижения давления) в реагирующей скважине тоже является результатом исследований методом интегрального ГДП, на который производится настройка.

Основными параметрами адаптации ГДМ на результаты исследований методом интегрального ГДП для сеноманских залежей является Kh пласта и поровый объем исследуемой зоны пласта. Поскольку оба данных параметра комплексные, и в оба входит эффективная толщина пласта, то могут варьироваться проницаемость и поровый объем по нескольким регионам (фиг.10). Кh это фильтрационный параметр продуктивного пласта, который характеризует его интегральную проницаемость в совокупности с его эффективной толщиной. Он рассчитывается как сумма произведений абсолютной проницаемости и эффективной (то есть проницаемой) толщины всех дифференцированных интервалов пласта в исследуемой зоне.

Поровый объем и проницаемость используются при адаптации совместно и имеют влияние на оба адаптируемых параметра. В то же время проницаемость является более подходящей для адаптации t_сиг, т.к. определяет скорость течения, а поровый объем более подходящий для адаптации Δ(Р/z)/Δt по принципу материального баланса.

Регион вокруг возмущающей скважины определяет величину депрессии, степень равномерности распределения возмущения. При снижении проницаемости в данной области сигнал будет рассеиваться больше и соответственно, модельный t_сиг - увеличиваться из-за образования большей депрессионной воронки. При снижении порового объема будет увеличиваться модельная Δ(Р/z)/Δt.

Регион между возмущающей и реагирующей скважинами является основным регионом адаптации. Изменения в нем значительнее всего влияют на адаптируемые параметры. При снижении проницаемости t_сиг возрастает. При снижении порового объема Δ(Р/z)/Δt возрастает.

Регион вокруг реагирующей скважины оказывает малое влияние на настройку. Снижение проницаемости в нем приводит к увеличению t_сиг, а снижение порового объема практически не влияет на адаптацию.

Регионы, не включающие реагирующие и возмущающие скважины, расположенные в направлениях отличных от исследуемого, влияют на распределение сигнала, который образует возмущающая скважина. Соответственно, при снижении проницаемости в них t_сиг снижается, а при снижении порового объема - Δ(Р/z)/Δt может реагировать неопределенно.

В качестве исходного значения может приниматься средняя величина проницаемости, полученная по результатам аналитической интерпретации К_{пр.интер} в случае наличия возможности ее выполнения. Для этого рассчитывается средняя проницаемость по региону ГДМ, между реагирующей и возмущающей скважинами - К_пр.ГИС и затем к нему применяется множитель, соответствующий отношению К_{пр.интерпр}/К_пр.ГИС. Таким образом, достигается необходимое значение проницаемости в ГДМ с сохранением геологической неоднородности.

Если сигнал на реагирующей скважине не был зафиксирован, анализируются результаты расчетов с исходной и сниженной проницаемостью. Если максимальное снижение проницаемости в рамках диапазона ее неопределенности не позволяет исключить сигнал на реагирующей скважине - корректируется эффективная толщина между возмущающей и реагирующей скважинами путем изменения куба песчанистости ГДМ или корректировки динамики продвижения ГВК.

При высокой неопределенности текущего положения ГВК может производиться настройка ГДМ водонапорного горизонта (аквифера) в районе скважины для достижения подъема газоводяного контакта (ГВК), соответствующего поведению исследований методом интегрального ГДП (снижая или увеличивая газонасыщенный поровый объем).

Кроме основных параметров могут уточняться зоны дренирования соседних скважин и, соответственно, при отсутствии информации по дебитам скважин - их текущие добычные возможности.

На первом этапе производится настройка t_сиг с помошью уточнения проницаемости. Уточнение производится по регионам путем выполнения многовариантных расчетов с различными множителями. В случае, если изменение дополнительных параметров или порового объема является обоснованным, их применение может быть выполнено совместно.

На втором этапе уточняется поровый объем для настройки Δ(Р/z)/Δt. Уточнение порового объема может производиться совместно с другими параметрами.

Если достаточная точность настройки не обеспечивается, то производится дальнейшее измельчение сетки и выделение большего количества регионов для уточнения проницаемости и порового объема.

Уточнение всех описанных параметров может производиться c использованием алгоритмов автоадаптации гидродинамического симулятора либо при помощи экспертных оценок. В основе всех методов производятся многовариантные расчеты с целью определения влияния параметра адаптации и постепенным уменьшением диапазонов варьирования до достижения необходимой точности адаптации (фиг.11). На фиг. 11 обозначены следующие кривые 1- модель (адаптация 1), 2 – модель (адаптация 2), 3- модель (адаптация 3), 4 - модель (адаптация 4), 5- модель (адаптация 5), 6 - модель (адаптация 1), скорректированная на постоянную дельту, 7 - модель (адаптация 2), скорректированная на постоянную дельту, 8- модель (адаптация 3), скорректированная на постоянную дельту, 9 - модель (адаптация 4), скорректированная на постоянную дельту, 10- модель (адаптация 5), скорректированная на постоянную дельту, 11 - фактическая кривая (обозначена кружочками).

Аналитическое решение может служить только первым приближением, т.к. оно рассчитывается для однородной среды и является упрощенным. В ГДМ учитывается неоднородность как по разрезу пласта, так и по площади. Средняя проницаемость, полученная по результатам численной адаптации на ГДМ может существенно расходиться с аналитическим решением в связи с нелинейностью средней проницаемости для неоднородной среды.

Итерации по настройке выполняются до достижения необходимого соответствия расчетных данных фактическим.

В результате адаптации ГДМ на данные исследований методом интегрального ГДИ уточняются кубы абсолютной проницаемости, порового объема, песчанистости, а также в частном случае таблицы ОФП, проводимость присоединенных ячеек водонапорного горизонта, продуктивность и режимы работы окружающих скважин.

После адаптации ГДМ на результаты проведения исследований методом интегрального ГДИ производят анализ причин необходимости корректировки проницаемости и порового объема, анализ времени, за которое доходит сигнал от возмущающей до реагирующей скважины t_сиг и производной (темп изменения) псевдодавления по времени Δ(Р/z)/Δt при этом проводят сопоставление модели, полученной по результатам адаптации с результатами, полученными по другим исследованиям, анализ линий тока и объемов флюидопереноса по ГДМ к возмущающим скважинам.

Формируется заключение о качестве взаимосвязи возмущающего и реагирующего кустов. В случае, если сигнал не дошел - формируется заключение о зоне ухудшенных ФЕС между возмущающей и реагирующей скважинами и причинах слабой гидродинамической связи, либо ее отсутствия.

Изобретение было апробировано при интерпретации масштабных газодинамических исследований в период длительных остановок промыслов на сеноманских залежах Ямбургского и Заполярного нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).

По результатам численной интерпретации исследований методом интегрального ГДИ после длительных летних остановок промыслов были уточнены ФЕС в нескольких зонах газовых залежей. Уточнения ФЕС позволили повысить достоверность прогнозных расчетов ГДМ.

Claims (1)

1. Способ определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания (ГДП) на скважинах, заключающийся в том, что осуществляют подготовку гидродинамической модели (ГДМ) газовой залежи, содержащей структурный каркас с трехмерной сеткой и построенной с использованием исходных параметров пласта газовой залежи, которые были определены на основе данных, полученных при проведении геофизических исследований скважин (ГИС), исследований керна, флюидов, и сейсмической разведки, при этом подготовка ГДМ заключается в определении границ моделируемой области пласта газовой залежи и выделении соответствующего упомянутым границам сектора ГДМ, проведении локального измельчения, после чего осуществляют инициализацию ГДМ, в ходе которой определяют начальные условия равновесия пласта газовой залежи на момент начала проведения исследований, определяют в ГДМ характеристики и параметры скважин с использованием гидродинамического симулятора, входными данными для которого являются фактические траектории скважин газовой залежи, интервалы и характеристики перфораций скважин и принадлежность скважин к кустам, затем осуществляют численное моделирование дизайна исследования методом интегрального гидродинамического прослушивания (ГДП), в ходе которого задают в ГДМ совокупность параметров, которая включает в себя информацию о количестве возмущающих и реагирующих скважин, о взаиморасположении этих скважин, расстоянии между скважинами, длительности остановки как реагирующих, так и возмущающих скважин перед запуском возмущающих скважин и длительности регистрации давления в реагирующих скважинах, по результатам моделирования дизайна определяют время прихода сигнала в реагирующую скважину, получаемого от возмущающих скважин, и его интенсивность в реагирующей скважине, путем запуска в гидродинамическом симуляторе нескольких вариантов расчета ГДМ с различными параметрами сигналов от возмущающих скважин, получают возможные кривые динамики пластового давления в реагирующих скважинах, по кривым динамики пластового давления в реагирующих скважинах судят о возможности получения сигнала в реагирующей скважине, достаточного по величине, чтобы его можно было идентифицировать как полученный от возмущающей скважины, после чего на скважинах газовой залежи при запуске газового промысла после остановок осуществляют гидродинамические исследования (ГДИ) газовой залежи интегральным методом ГДИ в соответствии со смоделированным дизайном, в ходе которых выполняют запуск возмущающих скважин, при этом реагирующие скважины оставляют в бездействии и фиксируют глубинным и устьевым манометрами изменение давления во времени, связанное с изменением режима работы возмущающей скважины, после чего проводят адаптацию ГДМ на результаты исследований методом интегрального ГДП, в ходе адаптации производят моделирование хода исследования работы скважин газовой залежи, включающее в себя проведение остановок и запусков скважин, с определением режимов работы скважин, включающее определение пластового, забойного и устьевого давления, дебита жидкости, при этом осуществляют выделение в секторе выбранного структурного каркаса ГДМ регионов для уточнения проницаемости и порового объема, проводят многократный запуск гидродинамического симулятора с осуществлением расчета ГДМ, изменяя при каждом запуске множители порового объема и проницаемости в выделенных регионах, достигая снижения разницы между данными записи кривых давления и результатами расчета ГДМ за период исследований, после адаптации ГДМ проводят сопоставление полученной модели с результатами последующих гидродинамических исследований и анализ линий тока и объемов флюидопереноса, по результатам которого определяют взаимосвязи возмущающих и реагирующих скважин и уточняют фильтрационно-емкостные свойства залежи.