Содержание
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ 5
ВВЕДЕНИЕ 7
1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА 21
1Л. Гидродинамические исследования скважин 21
1.2. Термодинамические исследования скважин 54
1.3. Изучение фильтрационных параметров пласта совместными гидродинамическими и термодинамическими исследованиями скважин -—- 74
Выводы по главе 1 ¦ 81
2: ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ КОЭФФИЦИЕНТОВ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПРИЗА-БОЙНОЙ ЗОНЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СТВОЛЕ СКВА-ЖИНЫ 84
2.1. Постановка задачи формирования полей давления и температуры при неустановившейся фильтрации пластового флюида 84
2.2. Исследование переходных термогидродинамических полей при фильтрации пластового флюида с учетом термодинамических эффектов 92
2.3. Лабораторные исследования термодинамических эффектов 118 2.3.1. Лабораторные исследования адиабатического эффекта 118
• 2.3.2. Лабораторные исследования баротермического эффекта 122
Выводы по главе 2 128
3. СРЕДСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ ПРИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ СКВАЖИН. РАЗРАБОТКА ТЕРМОСТОЙКОЙ КОМПЛЕКСНОЙ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ 131
3.1. Анализ современных приборов и измерительных преобразователей сопротивления резистивных датчиков для измерения температуры и давления в скважинах 131
3.2. Общие вопросы теории инвариантности применительно к измерительным преобразователям комплекса параметров 154
3.2.1. Основные положения 154
3.2.2. Методы повышения числа измеряемых параметров 156
3.3. Двухпроводные преобразователи сопротивления комплекса резистивных датчиков 164
Выводы по главе 3 177
4. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ СОПРОТИВЛЕНИЯ РЕЗИСТИВНЫХ ДАТЧИКОВ КОМПЛЕКСА ПАРАМЕТРОВ 179
4.1. Методическая погрешность 179
4.2. Погрешность измерительных преобразователей от температурного влияния на каналы преобразования. Методы коррекции температурной погрешности. 194
4.3. Динамическая погрешность преобразователей 202
4.4. Результирующая погрешность измерительных преобразователей комплекса параметров 206
Выводы по главе 4 207
5. ТЕХНОЛОГИЯ ТЕРМОЩЦРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ 209
5.1. Методы доставки приборов в изучаемый интервал ствола скважины 209
5.2. Методы возбуждения скважины для реализации термогидродинамических исследований 219
5.3. Методика обработки и интерпретации результатов термогид-
- родинамических исследований 225
Выводы по главе 5 233
6. ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАЗРАБОТКИ ТЕХНИКИ, ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ 235
6.1. Практическая реализация термостойкой комплексной геофизической аппаратуры 235
6.2. Термогидродинамические исследования в вертикальных скважинах 255
6.3. Термогидродинамические исследования многопластовых экс-
плуатационных объектов 269
6.4. Термогидродинамические исследования в горизонтальных
_ скважинах. Определение работающих интервалов ствола 278
6.5. Внедрение результатов работы в нефтедобывающей отрасли 287 Выводы по главе 6 292 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 294 ЛИТЕРАТУРА 298 ПРИЛОЖЕНИЕ 326
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ,
ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ
гдис гис тдис тгдис
ГС БГС
эмпи квд
КВТ
лс
ПСРД
гч ит
ИВУ
кэ
р т
S
л
X
СП
СР
к
гидродинамические исследования скважин
Геофизические исследования скважин
Термодинамические исследования скважин
Термогидродинамические исследования скважин
горизонтальный ствол
боковой горизонтальный ствол
Эжекторный многофункциональный пластоиспытатель
Кривая восстановления давления
Кривая восстановления температуры
Линия связи
Преобразователь сопротивления ^взистивного датчика
Глубинная часть
Источник тока
Измерительно-вычислительное устройство
Ключевой элемент
Давление, МПа
Температура, К (°С)
Коэффициент Джоуля-Томсона (дроссельный), К/МПа
Коэффициент адиабатического расширения (сжатия),
К/МПа
Теплопроводность пористой среды, Вт/(м-К)
Теплоемкость пористой среды, Дж/К
Изобарная теплоемкость, Дж/К
Проницаемость, мкм2
Динамическая вязкость пластового флюида, мПа-с
Гидропроводность пласта, мкм2«м/ мПа-с
m - Пористость, отн.ед.
х, р - Плотность пластового флюида, кг/м3
t - Время, с
Д. - Сжимаемость породы в пластовых условиях, 1/МПа
рж - Сжимаемость флюида в пластовых условиях, 1/МПа
X - Пъезопроводность пласта, м/с2
h - Нефтенасыщенная мощность пласта, м
q - Мгновенный дебит скважины, м3/с
Q - Дебит скважины, м3/сут
др - Депрессия, МПа
**' Рс - Давление на забое скважины, МПа
Рпл - Пластовое давление, МПа
Rk - Радиус контура питания скважины, м
rc ~ - Радиус скважины, м
L - Длина горизонтального ствола, м
и - Скорость движения пластового флюида, м/с
К - Коэффициент продуктивности скважины, м3/(МПа-сут)
ВВЕДЕНИЕ
Большинство нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся на завершающей стадии работки, характеризующейся широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов для поддержания текущих темпов добычи нефти. Ввод в разработку большего числа месторождений с трудно извлекаемыми запасами, которые до настоящего времени разрабатывать было не рентабельно, также обуславливает применение новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи. В частности, реализуются принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин, стволы которых проведены в пластах с настолько высокой вертикальной анизотропией, что их необходимо рассматривать в качестве самостоятельных объектов разработки (как многопласдчэвые объекты). В условиях сложного строения пласта с существенно неоднородными- фильтрационными- свойствами- особую- роль-приобретают геофизические и гидродинамические методы контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.
При геофизических исследованиях вертикальных скважин в промысловой практике широкое применение находят термодинамические методы исследования (термометрия). Но для решения задач в пологих и горизонтальных скважинах прямой перенос этих методов исследований невозможен.
При гидродинамических исследованиях пологих и горизонтальных скважин важной задачей является определение работающих интервалов ствола скважины. Традиционные подходы здесь мало эффективны, поэтому эта задача является актуальной в проблеме контроля эксплуатации горизонтальных скважин, а также пологих скважин при совместной разработке пластов. Эта проблема приобретает особую актуальность применительно к анализу разработки низкопроницаемых, анизотропных
коллекторов, поскольку оценить область пласта, охваченного выработкой, без знания фактического интервала притока невозможно. Без ответа на вопрос определения работающей длины ствола невозможно решить задачу оптимизации профиля и длины ГС в конкретных геологических условиях.
В нефтепромысловой практике пока широко применяются лишь наиболее простые модификации гидродинамических методов, дающие информацию о фильтрационных параметрах в окрестности вертикальных или горизонтальных скважин, проведенных в условиях изотропного пласта с цементируемым хвостовиком, приток в ствол которых хорошо диагностируется методами термометрии и интервалы притока, как правило, приурочены к интервалам перфорации. В настоящее время не разработаны методы гидродинамических исследований, направленные на изучение фильтрационных параметров неоднородных пластов по протяженности ствола скважины. Причем упомянутые простейшие исследования проводятся, главным образом, на объектах с температурами до 125°С и давлениями до 30 - 60 МПа. На месторождениях, где пластовая температура достигает 200 -300°С (пласты Баженовских отложений Западной Сибири, Малгобекское (Чечня, Ингушетия), Сангачалы и Кюрсянгя (Азербайджан) и другие, где температура доходит до 150—200°С, а давление до 700—800 ат (Малгобек), практически не проводятся даже простейшие исследования.
Такое положение сложилось из-за хронического отставания уровня техники исследований от достижений теории и от возрастающих требований практики разработки нефтяных месторождений в России. Это отставание существенно отражается на эффективности осуществляемых систем разработки. По той же причине представляется весьма затруднительным обеспечивать оптимальное регулирование систем разработки эксплуатируемых объектов для достижения планового уровня добычи нефти, повышения коэффициента нефтеотдачи пластов и снижения затрат на разработку.
Таким образом, в области гидродинамических исследований
пристальное внимание должно уделяться технике для этих исследований и главным образом повышению точности применяемых приборов, созданию аппаратуры для условий высоких температур и давлений. Этот вывод отмечается, начиная с 60-х годов прошлого века, но существенных сдвигов до настоящего времени не произошло.
Это, конечно, не означает, что все дальнейшее развитие гидродинамических исследований упирается в технику. В теории исследований также много нерешенных проблем. Сделаны первые шаги в создании теории и методики исследования горизонтальных и многозабойных скважин, много нерешенных задач в области использования гидродинамических методов для изучения неоднородностей пластов, а также для контроля выработки пластов по площади и по разрезу.
Известные методы барометрии не позволяют обеспечить надежность и достоверность получаемой информации о фильтрационных параметрах в низкопроницаемых, сложно построенных коллекторах со значительным изменением фильтрационных свойств как по вертикали, так и по простиранию. Современная термометрия также не позволяет однозначно решить обозначенные проблемы, поскольку существующая теория обуславливает связь термодинамических полей со стационарными полями давления, решения для которых получены для случаев установившейся фильтрации однофазного (двухфазного) пластового флюида к точечному стоку.