Анализ комплексной интерпретации результатов ГГДИ на примере скважин месторождения Сургиль

Analysis of the comprehensive interpretation of the well test results on the example of wells of the Surgil field
Цитировать:
Ахмедов М.М., Липилин Т.К. Анализ комплексной интерпретации результатов ГГДИ на примере скважин месторождения Сургиль // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2021. 6(87). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/11989 (дата обращения: 07.10.2022).
Прочитать статью:
DOI - 10.32743/UniTech.2021.87.6.11989

 

АННОТАЦИЯ

В работе приводятся результаты комплексного анализа интерпретации данных ГГДИ скважин месторождения Сургиль. Комплекс методов включает интерпретацию приближенными методами и в программном пакете Kappa Workstation модуле Saphir. Высокое качество и достоверность результатов исследования существенно влияют на процесс разработки, что в свою очередь позволит сэкономить средства на более точном прогнозировании процесса разработки месторождения.

ABSTRACT

The paper presents the results of a comprehensive analysis of the results of the interpretation of GHSW wells in the Surgil field. The complex of methods includes interpretation by approximate methods and the Saphir module in the Kappa Workstation software package. The high quality and reliability of the research results significantly affect the development process, which in turn will save money on more accurate forecasting of the field development process.

 

Ключевые слова: ГДИС, метод Хорнера, скин-эффект, проницаемость, проводимость, анизотропия, коэффициенты фильтрационного сопротивления, кольматация.

Keywords: Well test, Horner's method, skin effect, permeability, conductivity, anisotropy, filtration resistance coefficients, clogging.

 

Постановка проблемы. В связи с совершенствованием технологий и появлением возможности построения геолого-гидродинамической модели месторождения, возникла потребность в более широком спектре данных о параметрах пласта. Получение такого рода данных возможно лишь при комплексной интерпретации данных ГДИС на стационарных и нестационарных режимах фильтрации, с последующей интерпретацией специализированными программными продуктами.

Данный подход в области интерпретации позволяет контролировать достоверность получаемых данных, а также получить преимущества каждого из методов определении того или иного параметра.

Анализ исследований и публикаций. В трудах [3], [4] приводится методика интерпретации данных ГДИС на стационарных и нестационарных режимах фильтрации приближенными методами.

Авторами проводится анализ руководящих документов [1,2] путем сравнения их между собой, а также с источником [3] для выявления моментов в методике проведения и интерпретации данных ГДИС, не удовлетворяющим требованиям настоящего времени. Итогом анализа будет предоставление рекомендаций по улучшению нормативно правовой базы и пересмотру некоторых пунктов вышеперечисленного документа [1].

Цель исследования. Целью настоящей работы послужило изучение и обоснование возможности получения широкого спектра параметров пласта и повышения их достоверности путем комплексирования различных методик определения.

Изложение основного материала. В качестве изучаемого объекта выбрано газоконденсатное месторождение Сургиль, расположенное на территории Устюртсткого региона Республики Каракалпакстан. На месторождении Сургиль продуктивные пласты сложены из верхнеюрских и среднеюрских отложений. Сложены терригенными отложениями, характеризующимися множественными переслаиваниями песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов.

Структура Сургиль осложнена тремя тектоническими нарушениями, разбивающих ее на 4 независимых тектонических блока, по запасам относится к классу крупнейших месторождений (135 млрд.м3), выделяется начальными термобарическими свойствами, начальное пластового давление по залежи составляет Рпл.нач = 15,7 ÷ 23,5 МПа при пластовой температуре Тпл=360 К.

Пластовый газ месторождения Сургиль характеризуется по содержанию неуглеводородных компонентов как бессероводородный, также с низким содержанием углекислого газа. (таблица 1).

В качестве объектов исследования в результате произведенной выборки из перечня скважин, были выбраны 4 скважины, вскрывающих различные горизонты и с различными индивидуальными особенностями.

Исходными данными исследования являлись данные ГДИС на стационарных и нестационарных режимах фильтрации с ежесекундной фиксацией давления и дебита.

Для каждой скважины был рассчитан свой индивидуальный состав пластового газа, имелись замеры исследования прямым ходом на стационарных режимах фильтрации, кривая восстановления давления и некоторая геологическая информация о вскрываемых пластах.

Таблица 1.

Состав и некоторые свойства пластового газа скважины №1

Компонент

Значение

Единица измерения

СН4

89.06

%

С2Н6

4.61

С3Н8

1.94

4Н10

0.32

4Н10

0.38

С5+в

0.51

N2

2.49

СO2

0.7

Итого

100

%

Параметр

Значение

Единица измерения

Pкр

4,68

МПа

Tкр

201.6

К

ρотн

0.679

д.е.

µ

0,015

мПа*с

 

Интерпретация данных ГГДИС на стационарных режимах фильтрации заключалась в определении коэффициентов фильтрационного сопротивления «a» и «b». КФС «a» и «b» оценены на основе уравнения притока газа к вертикальной скважине. На основе значения КФС «а» используя коэффициенты Щурова были определены проводимость и проницаемость пласта. (таблица 2)

Таблица 2.

Результаты обработки приближенным методом данных ГГДИ скважины №1 на стационарных режимах фильтрации

Параметр

Значение

Единица измерения

a

0.22057

Mпa^2/(тыс.м^3/сут)

b

0.00077

Mпa^2/(тыс.м^3/сут)^2

kh/μ

1.715E-08

м^2*м/Па*с

kг (гориз. прониц.)

14.93

мД

 

Обработка КВД сводилась к построению КВД в полулогарифмических координатах и в масштабе Хорнера, в интервале конечного участка КВД проводилась касательная и по угловому коэффициенту касательной определялись параметры пласта, пластовое давление (таблица 3). Обработка КВД приближенным методом также позволяет оценить тип коллектора, наличие и расстояние до барьеров.

Таблица 3.

Результаты обработки приближенным методом данных ГГДИ скважины №1 на нестационарных режимах фильтрации

Параметр

Значение

Единица измерения

Р пл

7.615

Мпа

kh/μ

0.01603

мкм^2*м/Па*с

𝜅 (каппа)

0.04461

мкм^2/c

Кв(пьезопр.)

29.775

мкм^2/c

kг (гориз. прониц.)

13.95

мД

kв (вертик. прониц.)

9.311

мД

ν (анизотропия)

0.817

-

Р пл

7.615

Мпа

 

Последующая обработка данных ГДИС проводилась в программном пакете Kappa Saphir (таблица 4). Интерпретации в Kappa Saphir позволяет выбрать модель ствола скважины, модель пласта, тип скважины, определить наличие и тип барьера, рассчитать детальные PVT свойства флюида, определить чувствительность модели к изменению определенных параметров. Основным инструментом анализа в Kappa Saphir является билогарифмический график. На билогарифмическом графике в ближней зоне пласта, где проявляется эффект влияния ствола скважины и скин-эффект наблюдается небольшая флуктуация точек замера (рисунок 1). Данное явление может быть вызвано кольматацией призабойной зоны пласта, что подтверждается полученным положительным значением скин-эффекта [5]. По углу наклона прямолинейного участка средней зоны можно сделать вывод о псевдорадиального режима течения. По анализу билогарифмического графика заметно небольшое отклонение производной на поздних временах, свидетельствующее о наличии границ. Граничным условием установлено наличие разлома, что характерно для тектонической характеристики месторождения Сургиль. Чем ближе границы и чем больше количество границ, тем раньше и интенсивнее происходит подъем производной. В данном случае рост незначительный, что свидетельствует об отдаленности разлома от скважины. Определенное расстояние до границы разлома составляет 4803 м.

 

Рисунок 1. График производной Бурде в двойном логарифмическом масштабе (зеленая - фактические данные, красная – модель)

 

По совпадению зеленого – фактического графика и красного – модельного графика на всех зависимостях рисунка 2 можно удостовериться в адаптации модели и достоверности полученных данных свыше 95%.

 

     

Рисунок 2. Слева - График производной Бурде в полулогарифмическом масштабе; Справа - история работы скважины (зеленая - фактические данные, красная – модель)

 

Таблица 4.

Результаты обработки приближенным методом данных ГГДИ скважины №1 на нестационарных режимах фильтрации в Kappa Saphir

Параметр

Значение

Единица измерения

Проводимость

2.31E-13

м3

Проницаемость

14.2348

мДа

Подвижность

9.76E-10

-

Скин

1.07113

-

Пластовое давление

7.64514

МПа

ВСС

0.422093

м3/Па

Тип границ

разлом

-

Расстояние до границы

4803.09

м

Опорный дебит

87966

м³/сут.

 

На рисунке 3 продемонстрированы результаты определения проницаемости тремя различными методами. Главным показателем, определяющим качество полученных результатов является сопоставление определенных значений проницаемости различными методами. Полученные результаты подтверждают применимость методов в определении проницаемости. Во всех случаях величина погрешности определения проницаемости лежит в диапазоне 5%. Лишь при определении проницаемости методом Хорнера скважины №2 получена погрешность в 24 %, связанная с нарушением методики проведения исследования.

 

Рисунок 3. Определение проницаемостей различными методами

 

Таблица 5.

Анализ Руководящего документа [1]

Имеется

Рекомендуется включить

Единственная нормативная ссылка на ГОСТ 18917-18 «Газ горючий природный. Метод отбора проб»

Расширить список нормативных ссылок используемого оборудования

Информация лишь о методе проведении ГГДИС с выпуском газа в атмосферу

Методику проведения ГГДИС с оборудованием устья скважин, подключенных к газосборному пункту.

Графоаналитический метод интерпретации данных ГГДИС на стационарных режимах фильтрации с определением КФС "a" и "b"

Методику интерпретации данных ГГДИС. Информацию об особенностях интерпретации модифицированных методов ГГДИС.

Информацию об использовании программных пакетов для интерпретации результатов ГГДИС, формате и перечне необходимых данных.

Информация о комплексе используемого оборудования, объемом в 2 пункта

Перечень рекомендуемого оборудования для проведения ГГДИС (сепарационное оборудование, оборудование для отбора поверхностных проб и т.д.)

 

Обоснование выбора диаметра штуцера для каждого режима исходя из величины дебита

Методику исследования скважин в условиях возможных водопроявлений

Методику проведения ГГДИС в условиях возможного разрушения призабойной зоны пласта

Методику проведения ГГДИС многопластовой залежи

Методику проведения ГГДИ горизонтальных скважин

 

После выявления нарушений в порядке проведения ГГДИС, был произведен анализ действующего Руководящего документа №RH 39.0-032:2009 «Газогидродинамические исследования скважин на разведочных площадях», НХК «Узбекнефтегаз»,; «Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин», разработанной «Газпром ВНИИГАЗ», внесенной ОАО «Газпром»,; «Руководство по исследованию скважин» под авторством А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов.

Итогами анализа РД [1] служат рекомендации, отображенные в таблице 5. Учитывая моменты, выявленные в ходе анализа руководящего документа [1], не соответствующие требованиям настоящего времени, рекомендуется пересмотр содержания данного документа и добавления пунктов и моментов о проведении ГГДИС, обработке результатов и анализе полученной информации.

Выводы. Выбор методики проведения ГГДИС зависит от условий, возможностей и требуемой заказчиком информации. Так для определения продуктивной характеристики достаточно проведение ГДИС на стационарных режимах фильтрации, с последующей интерпретацией и выявлением КФС «а» и «b», определение величины проницаемости и проводимости на основании КФС «а».

При необходимости заказчиком большего количества информации, такой как анизотропия по проницаемости, структурная характеристика коллектора, проводимости в вертикальном и горизонтальном направлении и т.д., рекомендуется проведение ГГДИС на нестационарных режимах фильтрации. Для получения максимального спектра информации о пласте рекомендуется проведение ГДИС на нестационарных режимах фильтрации с ежесекундной фиксацией давления и дебитов.

Полученные данные имеют большую разрешающую способность и могут быть обработаны в программных пакетах.

Результатом такого рода интерпретации является большое количество параметров, начиная от ФЕС свойствах пласта и интегрального скин-фактора до величины влияния ствола скважины и информации о наличии и типа барьеров. Такой широкий спектр информации необходим при построении геолого-гидродинамической модели месторождения, что в свою очередь сэкономит средства на более точном прогнозировании показателей разработки месторождения.

Учитывая вышеперечисленные достоинства и недостатки методов интерпретации данных ГГДИС, рекомендуется применение комплексной методики интерпретации данных, которая позволит существенно повысить достоверность оценки физических характеристик исследуемых пластовых систем, а также максимизировать достоинства и минимизировать недостатки каждого метода.

В результате значительно повысится информативность и качество результатов интерпретации данных ГГДИС.

 

Рисунок 4. Методы интерпретации ГДИС, определяемые характеристики и параметры пласта и скважин

 

Список литературы:

  1. Руководящий документ №RH 39.0-032:2009 «Газогидродинамические исследования скважин на разведочных площадях», НХК «Узбекнефтегаз», Ташкент 2009.
  2. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин» № Р Газпром 086-2010, ОАО «Газпром». М.: Оформление ОО «Газпром экспо», 2011.
  3. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов, «Руководство по исследованию скважин» - М.: Наука, 1995.-523с.
  4. Зотов Г.А., Алиев З.С. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин». М.: Недра, 1980.-300с.
  5. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., «Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин», Макс Пресс Москва 2008г.-475с.
Информация об авторах

старший преподаватель отделения разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений филиала Российского Государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина в городе Ташкент, Узбекистан, г. Ташкент

Senior lecturer of the department of development of oil, gas and gas condensate fields of the branch of the Russian federation university of oil and gas named after I.M. Gubkin in Tashkent, Tashkent, Uzbekistan

студент отделения Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, филиала Российского Государственного университета нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина в г. Ташкенте, Узбекистан, г. Ташкент

Student of the department of Oil, gas and gas condensate fields development, branch of the Russian State University of Oil and Gas (National Research University) named after I.M. Gubkin in Tashkent, Uzbekistan, Tashkent

Журнал зарегистрирован Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор), регистрационный номер ЭЛ №ФС77-54434 от 17.06.2013
Учредитель журнала - ООО «МЦНО»
Главный редактор - Ахметов Сайранбек Махсутович.
Top