Технология промыслово-геофизического контроля в условиях изменяющихся во времени параметров нефтегазовых пластов

• Автор: Каешков, Илья Сергеевич
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 136 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННЫЙ КОМПЛЕКС КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ
1.1 Месторождение как динамично меняющийся объект исследования
1.2 На что способны стандартные технологии исследований скважин
1.3 Эволюция от разовых замеров к постоянному мониторингу
1.4 Современные технологии стационарного мониторинга
1.5 Масштабы интеграции данных мониторинга разработки
1.6 Постановка задач работы
ГЛАВА 2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ДОЛГОВРЕМЕННОГО СКВАЖИННОГО МОНИТОРИНГА В УСЛОВИЯХ ИЗМЕНЯЮЩЕГОСЯ СОСТОЯНИЯ ПЛАСТА
2.1 Основные динамичные характеристики состояния пласта, предпосылки учета динамики изменяющихся параметров
2.2 Контроль изменения совершенства вскрытия пласта
2.3 Долговременный мониторинг фильтрационных свойств
2.4 Контроль динамики энергетики пласта
2.4.1 Дренирование неограниченного по простиранию пласта с постоянным расходом
2.4.2 Дренирование полуограниченного по простиранию пласта с постоянным расходом.
2.4.3 Дренирование ограниченного по простиранию пласта с постоянным расходом
2.4.4 Дренирование ограниченного по простиранию пласта с падающим расходом
2.5 Контроль динамики профиля притока
2.6 Технология исследований для контроля состояния пласта
2.7 Выводы
ГЛАВА 3 ПОВЫШЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ КОМПЛЕКСА МОНИТОРИНГА РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА
3.1 Информативные возможности методов Ш И по определению профиля притока
3.2 Исследование информативности термометрии при переходных процессах на основе стационарных оптоволоконных датчиков
3.3 Моделирование процессов смешивания и теплопереноса
3.4 Анализ результатов моделирования
3.5 Выводы
ГЛАВА 4 КОМПЛЕКСНЫЙ КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ УДАЛЕННОЙ ОТ СКВАЖИНЫ ОБЛАСТИ ПЛАСТА
4.1 Информативные возможности долговременного мониторинга межскважинного пространства
4.2 Гидродинамический контроль в условиях интенсивного взаимовлияния скважин
4.3 Комплексный площадной мониторинг разработки неоднородного пласта
4.4 Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список литературы

ВВЕДЕНИЕ
Актуальные объекты разработки нефтяных и газовых месторождений имеют такие осложняющие факторы, как неоднородная проницаемость, множественные разломы, локальная трещиноватость, сложная геометрия, высокая расчлененность, низкое пластовое давление, подвижная газовая шапка, и многие другие. Практически для всех добывающих компаний России большую долю активов, составляют коллекторы с низкой проницаемостью. Характерными особенностями разработки коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами является интенсификация притока с помощью гидроразрыва пласта (ГРП), бурение горизонтальных стволов, в том числе с многостадийным ГРП (МГРП) и зачастую жесткая система поддержания пластового давления (ППД).
Казалось бы, низкая проницаемость должна обуславливать медленное протекание гидродинамических процессов в пласте. Однако естественные геологические неоднородности и техногенные трещины, многочисленные геолого-технологические мероприятия (ГТМ), а также большие контрасты забойного и пластового давления обуславливают активное взаимовлияние скважин и высокую динамичность параметров системы скважина-пласт. Динамика измеряемых параметров непосредственно в процессе измерений обуславливает сложности проведения и обработки традиционных методов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин.
Комплекс проблем, обусловленный взаимодействием скважин и изменением параметров пласта, делает контроль разработки залогом эффективной эксплуатации недр. Недостаточная эффективность организации мониторинга, ошибки организации системы ППД и добычи непосредственно влияют на объем невыработанной нефти и итоговый КИН. Поэтому задачи построения качественной и экономически обоснованной системы мониторинга разработки месторождения, включая техническую и методическую реализацию, обретают все большую важность.
Ключом к контролю и оперативному управлению разработкой являются глубинные стационарные измерительные системы, передающие данные в режиме реального времени. Внедрение систем стационарного мониторинга становится совершившимся фактом. Многие из них прошли успешную апробацию и находятся на пути к производственному внедрению. Многие (в первую очередь телеметрические системы ЭЦН) широко внедрены в производство и стали неотъемлемой частью системы контроля разработки

Таблица 1 - Сравнение информативных возможностей ГИС, ГДИС и исследований керна
Керн ГИС ГДИС
Достоверность Наибольшая Оценка на качественном уровне изменения проницаемости по глубине (косвенный метод) Высокая
Глубинность Непосредственная близость от скважины Соответствует глубинности методов ГИС (первые метры) Глубинность зависит от продолжительности замера (от десятков до тысяч метров)
Определяемый параметр Проницаемость абсолютная, фазовая Зависит от вида связи керн-ГИС Текущая фазовая проницаемость (определяется составом притока)
Осложняющие факторы Изменение свойств образца при выносе на поверхность и при дальнейшей обработке, неполный вынос керна при наличии естественных трещин Ограниченный комплекс, существенные деформации стенок скважины, слабая зависимость проницаемости и пористости Низкая разрешающая способность метода по глубине - определяется характеристика пласта интегральная по толщине, межпластовые перетоки.
На практике ухудшенное состояние цементного кольца скважины или проведенный ГРП часто становится причиной межпластового перетока, из-за чего происходит увеличение работающей толщины пласта. В этом случае, проводя интерпретацию исследования ГДИ, не учитывая заколонный переток, определяется завышенная гидропроводность (проницаемость) пласта.
В таком случае комплексирование ГИС и ГДИС позволяет повысить достоверность
результатов исследования. Когда в одной из скважин методы ГДИС показывают завышенную