Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Пономарева, Инна Николаевна

• Пономарева, Инна Николаевна
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Пономарева, Инна Николаевна

1. Методы оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов»

Актуальность проблемы

Прискважинная зона пласта (ПЗП) является важным элементом гидродинамической системы пласт — скважина при разработке нефтяной залежи. Состояние прискважинных зон во многом определяет производительность и эффективность эксплуатации добывающих скважин. Например, снижение проницаемости коллектора в 5 раз на расстоянии 5 метров от стенки скважины приводит к снижению ее производительности в 3 раза. При обработке данных, полученных при гидродинамических исследованиях 370 добывающих скважин, примерно в 70% случаев состояние ПЗП оценивается как ухудшенное. Возникновение прискважинной зоны со свойствами, отличающимися от свойств остальной части пласта, является результатом техногенного воздействия на коллектор при строительстве скважины, разработке и эксплуатации нефтяных залежей.

Оценка состояния прискважинных зон продуктивных пластов - одна из основных задач, решаемых при обработке данных гидродинамических исследований скважин. Достоверная оценка гидродинамического состояния ПЗП позволяет принимать обоснованные решения по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на восстановление и увеличение продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов. На практике оценку состояния ПЗП выполняют при обработке индикаторных диаграмм (ИД) и кривых восстановления давления (КВД) с использованием различных методов. При этом результаты обработки зачастую не соответствуют фактическому состоянию ПЗП. Нередкой является ситуация, когда полученные при обработке данных исследований значения скин-фактора принимают большие отрицательные значения (ниже -3) без явных на то ч оснований (проведение ГТМ и т.д.). Значительная часть КВД, получаемых при исследованиях скважин при разработке нефтяных месторождений Пермского края, не соответствует требованиям, при которых может быть проведена их однозначная обработка.

Определение условий достоверного применения, совершенствование методов обработки КВД, а также разработка методики комплексной оценки фильтрационных характеристик ПЗП является актуальной проблемой, требующей детального рассмотрения. Цель работы

Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин и достижения проектных показателей разработки нефтяных залежей. Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов оценки состояния прискважинных зон по КВД.

2. Анализ данных исследований нефтедобывающих скважин в различных геолого-физических условиях.

3. Обоснование условий достоверного определения скин-фактора при оценке состояния прискважинных зон пласта по КВД.

4. Обоснование условий применения метода детерминированных моментов давления при обработке КВД.

5. Разработка и промысловая апробация методики комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов, основанной на применении различных методов обработки данных ГДИ; оценка достоверности результатов ее применения при обработке КВД.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются результаты гидродинамических исследований добывающих скважин при неустановившихся режимах в виде кривых восстановления давления, предметом - состояние прискважинных зон продуктивных пластов, определяемое при анализе КВД.

Научная новизна выполненной работы

1. Предложен способ обработки кривых восстановления давления, в том числе недовосстановленных и полученных с непостоянными временными интервалами, основанный на аппроксимации исходных данных и применении метода детерминированных моментов давления.

2. Разработана методика комплексной оценки состояния ПЗП по данным гидродинамических исследований скважин.

Практическая ценность

1. Получены статистические зависимости, с помощью которых можно планировать продолжительность снятия КВД, что позволит оптимизировать процесс и повысить качество исследования скважин.

2. Предложен и апробирован способ обработки данных ГДИ с применением метода детерминированных моментов для КВД, полученных с непостоянными интервалами времени измерений забойного давления, в том числе недовосстановленных, позволяющий повысить информативность результатов обработки КВД.

3. Разработана и апробирована методика комплексной оценки состояния ПЗП по данным гидродинамических исследований, позволяющая оценивать эффективность геолого-технических мероприятий, выбирать скважины-объекты при планировании мероприятий по увеличению их продуктивности.

Основные защищаемые положения

1. Достоверная оценка состояния ПЗП на основе скин-фактора обеспечивается при обработке полностью восстановленных КВД и КВД, на которых однозначно выделяется участок, аппроксимируемый линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не менее 0,96.

2. Способ обработки данных гидродинамических исследований (КВД), полученных с непостоянными временными интервалами, основанный на аппроксимации исходных данных и применении метода детерминированных моментов давления.

3. Методика комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Пономарева, Инна Николаевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Достоверная оценка состояния ПЗП на основе скин-фактора обеспечивается при обработке КВД с практически полным (не менее 99%) восстановлением забойного давления до величины пластового и недовосстановленных КВД, на которых выделяется участок, аппроксимируемый линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не менее 0,96. Примерно половина КВД скважин нефтяных месторождений Пермского Прикамья не соответствует указанным требованиям.

2. При планировании ГДИ необходима предварительная оценка продолжительности периода времени формирования на КВД участка выхода ее на асимптоту с помощью полученных в работе статистических зависимостей.

3. Применение при обработке данных ГДИ метода детерминированных моментов давления повышает степень достоверности оценки состояния ПЗП. Для КВД, полученных не через равные промежутки времени, при применении метода ДМД должна выполняться процедура аппроксимации исходных данных. Оптимальной следует считать аппроксимацию с применением логарифмических функций для заключительных участков КВД.

4. Установлены граничные значения диагностического признака, определяемого при обработке КВД с применением метода ДМД для терригенных и карбонатных коллекторов.

5. Установлена зависимость между показателем скин-фактора и диагностическим признаком для скважин в терригенных и карбонатных коллекторах для ряда нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

6. Разработана методика комплексной обработки данных ГДИ добывающих скважин, применение которой: а) повышает достоверность оценки состояния ПЗП; б) обеспечивает возможность обработки недовосстановленных КВД и КВД, полученных не через равные промежутки времени при проведении исследований.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Пономарева, Инна Николаевна, 2011 год

1. Апасов Т. К. Анализ результатов эффективности ГРП на юрских отложениях (На примере Хохряковской группы месторождений). -2003.- Юс.•2. Басниев К. С. Подземная гидромеханика: учебник для вузов. — М. : Недра, 1993.—415 с

2. Басниева И. К. Применение экспертно-статистического анализа в выборе метода воздействия на нефтяные пласты// Нефтепромысловое дело.-2001.-№4.

3. Басович И. Б. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин// Нефтяное хозяйство. -1980.-№3.- С.44-46.

4. Бочаров Г. В. Интерпретация КВД с учетом притока для коллекторов различных типов// Нефтепромысловое дело. — 2002. № 11.-с. 23-25.

5. Бузинов С. Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 248 с.

6. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. —М.:Недра, 1973. — 346 с.

7. Вафин Р. В. Стимуляция добычи нефти обработкой прискважинных зон добывающих скважин Алексеевского месторождения.// Нефтепромысловое дело.- 2004. № 7. - с. 16-19.

8. Вольпин С. Г., Лавров В.В. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России.// Нефтяное хозяйство.- 2003.- №6.- с. 66-68.

9. Вольпин С. Г., Ломакина О. В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта.// Нефтяное хозяйство.- 1988.- № 5. с. 27 -30.1.. Временное руководство по гидродинамическим исследованиям трещиновато-пористых коллекторов. М.: ВНИИ, 1977. 87 с.

10. Ганиев Г. Г. Результаты опытно-промышленного применения реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности малодебитных добывающих скважин НГДУ Бавлынефть.// Нефтепромысловое дело. — 2001. № 9. с.13-18.

11. Геология и нефтегазоносность севера Урало-Поволжья. Труды ВНИГРИ.- Пермь, 1973.- Вып. 123. 560 с.

12. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.— М.: Недра, 1982.— 311 с.

13. Гумерский X. X. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи.// Нефтяное хозяйство. -2000,-№5.-с. 38-40.

14. Гутер P.C. Элементы численного анализа и математической обработки, результатов опыта.- М.: ФИЗМАТГИЗ, 1962 г. 356 с.

15. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Наука, 1970.-664 с.

16. Дзюбенко А.И., Южанинов П.М. Как повысить эффективность мероприятий по повышению производительности скважин.// Нефтяное хозяйство.- 1988.- №6. с.37 - 40.

17. Ерофеев A.A., Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. Особенности обработки кривых восстановления давления в скважинах, эксплуатирующих залежи высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах.// Нефтяное хозяйство. 2010, №10. с.113 - 115.

18. Желтов Ю.П. О восстановлении забойного давления при различной проницаемости пласта в прискважинной зоне и вдали от скважины. Труды института нефти АН СССР.- том Xt.- 1958.- с.184-192.

19. Зайцев В. М. Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения.//

20. Нефтепромысловое дело. -2005. № 5. -с.12-16.

21. Зарипов Р. Р. Анализ применяемых технологий обработки прискважинных зон скважин на Тавельском месторождении// Нефтепромысловое дело. 2004.- № 8. -с.18-23.

22. Зельдович Я.Б., Мышкис А. Д. Элементы прикладной математики.М.: Изд-во «Наука», 1965 г., 616 с.

23. Ибрагимов Л. X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти.— М.: Наука, 2000 .— 414 с.

24. Иктисанов В. А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. -212 с.

25. Иктисанов В.А. Особенность КВД в трещиновато-пористом коллекторе при влиянии притока жидкости в скважину.// Нефтепромысловое дело.- 2002.- №4 -С.30-33.

26. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки меторождений углеводоров. -М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. 780 с.

27. Капцанов Б.С. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основании детерминированных моментов давления.- Труды ВНИИ.- вып.73.- 1980.- с.78.

28. Капцанов Б.С., В.Б.Фогельсон. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин методом детерминированных моментов. //Азерб. нефт. хозяйство. 1987. №7. -с. 44 - 47.

29. Капцанов Б.С., Фогельсон В.Б. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных коллекторах.//Нефтяное хозяйство.- 1984.-№2.- с.39-43'

30. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991 —208 с.

31. Карнаухов М.Л., А.Г. Сидоров, Е.М. Пьянкова. Методики интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин в ОАО «Тюменская нефтяная компания»// Нефтяное хозяйство,- 2002.-№6.- с.52-54.

32. Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М., Шпуров И.В. Метод определения скин-эффекта по данным кривых восстановления уровня.// Нефть и газ.- 2002.- №6.- с.40-42.

33. Кашников О. Ю., Кузнецова О.Ю., Мордвинов В. А. Влияние деформаций терригенного коллектора на фильтрационно-емкостные свойства пласта и продуктивность скважин// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2008. — № 8. с.70-72.

34. Каюмов М.Ш. Опыт использования результатов гидродинамических исследований для оптимизации работы добывающих скважин.//Нефтепромысловое дело.- 2002.- № 5.- с.28-32.

35. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов.— М. : Недра, 1977 .— 287 с.

36. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

37. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. Пер. с румынск. М.: Недра, 1985. - 184 с.

38. Линник Ю.В. Метод наименьших квадратов и основы теории обработки наблюдений.- М.: Гос. изд-во физико-математической литературы, 1962 352 с.43 .Лузин H.H. Дифференциальное исчисление. М.: Советская наука. -1958.-472 с.

39. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 516 с.

40. Лысенко В.Д. Исследование добывающих скважин путем восстановления уровня жидкости.// Нефтепромысловое дело.-2002. -№5. с.20-27.

41. Лысенко В.Д. Самыми экономически эффективными мероприятиями при разработке нефтяных месторождений являются гидродинамические исследования скважин.// Нефтепромысловое дело.- 2006. №9. - с.5-8.

42. Лысенков А. В. Интенсификация притока нефти из гидрофобизированных карбонатных коллекторов с высокой обводненностью.// Нефтяное хозяйство. 2009. - № 6. - с. 36 - 39.

43. Мазаев В. В. Эффективность обработок прискважинной зоны пласта ЮС1-1 Фаинского месторождения с использованием углеводородных растворителей.// Нефтепромысловое дело. 2007. - № 1. -с.14-19.

44. Медведев А. И., Боганик В. Н. Как определить скин-фактор. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- № 5, 2004. с.42-45.

45. Методическое руководство по ГДИ сложнопостроенных залежей. -М., 1989.

46. Мирзаджанзаде А.Х., Хасаев A.M., Аметов И.М. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986. - 216 с.

47. Митрофанов В.П., Злобин A.A. Остаточная нефтенасыщенность и особенности порового пространства карбонатных пород. ООО «ПермНИПИнефть». Пермь, 2003. - 240 с.

48. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М:Изд-во «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - 2003, 816 с.

49. Назаров H. К. Изучение техногенеза прискважинной зоны продуктивных коллекторов.// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2001. - № 6. с.47-49.

50. Повышев К.И., Борхович С.Ю., Мирсаетов О.М. Совершенствование гидродинамических методов исследования скважин.//Нефтепромысловое дело. 2006. - №12 - с.17-21.

51. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин. // Нефтяное хозяйство. — 2010, №6. с.78 -79.

52. Пономарева И.Н., Мильчаков C.B. Оптимизация периода восстановления давления в нефтедобывающих скважинах при их исследовании. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009, №10. с.61 - 62.

53. Пономарева И.Н., Мордвинов В. А. Условия эффективного применения методов оценки состояния прискважинной зоны поданным гидродинамических исследований. // Научные исследования и инновации. 2010. - № 1, т.4. с.56 - 60.

54. Пономарева И.Н., Мордвинов В.А., Красноборов Е.А. Оценка состояния прискважинных зон продуктивных пластов нефтяных месторождений, приуроченных к Верхнекамскому месторождению калийных солей. // Нефтяное хозяйство. 2010, №6. с.96 - 97.

55. РД 153-39.0-109-01. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследованний нефтяных и газовых месторождений. М., 2002. - 76 с.

56. РД 39-0147035-234-88. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. М.: ВНИИ, 1989. 115с.

57. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. М., 1991. - 541 с.

58. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти.М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006 г. -295 с.

59. Руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных пластов. М.: ВНИИ, 1972.

60. Руководство по исследованию скважин. /А.И. Гриценко, З.С. Алиев и др. — М.: Наука, 1995.-523 с.

61. Рыбасенко В.Д., Рыбасенко И.Д. Элементарные функции: Формулы, таблицы, графики. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. -416 с.

62. Саранча А. В. Определение продуктивности скважин при гидроразрыве пласта // Нефть и газ. 2007. - № 4.

63. Силкина Т.Н., Воронков A.A. Оценка параметров трещины методами гидродинамических исследований скважин.// Нефтяное хозяйство. -2007.-№5.-с.92-94.

64. Силкина Т.Н., Королев К.Б., Воронков A.A., Комаров B.C. Точность получения параметров при различных видах гидродинамических исследований скважин.// Нефтяное хозяйство. 2007. - №10; - с.111 — 113/

65. Соркин А. Я. Результаты применения физико-химических технологий обработки прискважинных зон добывающих скважин на Самотлорском месторждении.// Нефтяное хозяйство. — 2008. № 3. -с.70 - 72.

66. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти //Гиматудинов Ш.К. .— Москва : Недра, 1983 .— 455 с.

67. Сулейманов Б. А. О влиянии скин-эффекта на дебит нефтяных скважин// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. - № 8. с. 68 - 70

68. Сучков Б. М. Новые методы интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов// Нефтяное хозяйство. 1998. - № 3.

69. Сучков Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин. Ижевск. УдмуртНИПИнефть, 1999 - 645 с.

70. Телков М.В., Карнаухов А.Н., Левкович С.В. Интерпретация результатов гидродинамически несовершенных скважин при нестационарной фильтрации. М.: ОАО ВНИИОНЭНГ, 2008 - 28с.

71. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В. Оценка параметров прискважинной зоны пласта по кривым восстановления забойного давления.// Нефтяное хозяйство. 1984. - №3, с.22-24.

72. Токарев А.П., Пьянкова Е.М. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин. // Нефтяное хозяйство. 2009. - №3.

73. Тьюки Дж. Анализ результатов наблюдений. — М.: Изд-во «Мир». 1981.-693 с.

74. Умрихин И.Д., Днепровская Н.И., Смирнов Ю.М. Состояние и проблемы гидродинамических исследований.//Нефтяное хозяйство. — 1993. №3 - с.55-57.

75. Фаткуллин А. А. Выбор приоритетных методов воздействия на пласт в залежах с низкопроницаемыми коллекторами // Нефтепромысловое дело. — 2001. № 8.

76. Хисамов P.C., Хамидуллин М.М., Нечваль С.В., Галимов И.Ф. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор. //Нефтепромысловое дело 2006. - №1, с.21 - 24.

77. Чеботарев A.C. Способ наименьших квадратов с основами теории вероятностей. М.: Геодезиздат, 1958. - 606 с.

78. Чернов Б. С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. — М.: Гостоптехиздат, 1960. — 319 с.

79. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по КВД М.: Наука, 1998. -304 с.

80. Шагиев Р. Г., Левченко И.Ю. Анализ составляющих скин-фактора на примере исследований скважин Памятно-Сасовского месторождения.// Нефтяное хозяйство 2002. - №12. - с.67-69.

81. Щелкачев В. Н. Подземная гидравлика : Учеб. пособие для вузов. — М.; Ижевск : РХД, 2001 .— 735 с.

82. Щиголев Б.М. Математическая обработка наблюдений. М.: Гос. изд-во физико-математической литературы. 1992. - 344с.

83. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин. — М:Институт компьютерных исследований, 2008. 511 с.

84. Ahlberg J.H., Nilson E.N., Walsh J.L. The Theory of Splines and Their Applications. Acacademic Press. New York, London, 1967. - 315p.

85. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis// World oil. 1983. May. P.95-106

86. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. -Amsterdam, 2002. -.426p.

87. Da Prat G. Well test analysis for fractured reservoir evaluation.• Amsterdam, 1990.-.21 lp.

88. Hegeman P.S., Hallford D.L., Josef J.A. Well-test analysis with chaning wellbore storage// SPE FE. 1993. Sept. P.201-207.

89. Home R.N. Modern well test analysis: A computer Aided Approach", 2nd edn, Petroway Inc., Palo Alto, CA (1995)35. 8. Holditch, S.A.: "Tight Gas Sands," SPE 103356, June 2006.

90. Hurst W. Esteblishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. «The petroleum Engineer», Vol.XXV, №11, Okt.1953, pp.B6-B16.

91. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A., The estimation from bottom-hole pressure Build-up characteristics. //JPT. 1950. Vol. 2, No.4. - P. 91104.

92. Pollard P. Evaluation of Acid Treatments From Pressure Buildup Analysis // Petroleum Technology. 1959. №3. - P. 38-43.

93. Ramey H.J., Jr. Advances in practical well test analysis // JPT. 1992. -June. P. 650-659.

94. Van Everdingen A.F. The Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of a Well. // Petroleum Transactions AIME. 1953. -Vol. 198.-P. 171-176.