Вдосконалення технології термогідродінаміческой
візуалізації тріщин у нафтоносних гранітах
В.В. Плинін, В.Ф. Штирлін
На
родовищі Білий Тигр (СРВ) широке розповсюдження отримав експлуатаційний
каротаж, при якому по стовбуру працюючої свердловини вимірюються тиск і
темпсратура [1]. На фактичних температурних профілях, знятих в свердловинах
фундаменту цього родовища, практично завжди присутні аномально
високі (або аномально низькі) значення температури в місцях притоку пластового
флюїда [2]. Так як температура флюїда в поклади зростає з глибиною, то
«Надвисоку» температуру (що істотно перевищує температуру, зумовлену
ефектом Джоуля - Томпсона) можна пояснити тільки швидким потоком нафти
похилій тріщині знизу вгору. Аномальний негативний стрибок температури
може бути тільки тоді, коли в точці припливу з'явилася більш холодна нафту з
більш високих позначок поклади. Додатковим підтвердженням цьому є зростання
позитивних (або негативних) стрибків температури приток зі збільшенням
відбору нафти із свердловини [3].
Для
інтерпретації аномальних термограмм в нафтоносних гранітах в 1995-1997 роках. був
розроблено метод термогідродінаміческой візуалізації тріщин (ТГДВ), що не має
аналогів. На основі цього методу в 1997 р. була запропонована оригінальна
технологія інтерпретації, названа «FRAVIS» [1, 2]. Вона включала спеціальний
комплекс програмного забезпечення, що складається з п'яти модулів. Після доопрацювання в
1999 мулу нова версія технології - «FRAVIS-2». У 2001 р. з'явився-ся
модифікований метод ТГДВ під назвою "ThermoHydroChannel» [3]. У 2006
р. закінчаться роботи зі створення удосконаленої технології ТГДВ останнього
покоління з умовною назвою «FRAVIS-6».
1. Короткий опис традиційного методу
В
загальному вигляді методи ТГДВ включають такі обов'язкові етапи при обробці
свердловини.
1.
Заміри профілів тиску і температури вздовж стовбура свердловини на одному або
декількох режимах.
2.
Розрахунок дебітом і температури приток з моделюванням динаміки прогріву стовбура
свердловини і породи в околоскважінном просторі.
3.
Рішення зворотного завдання про неізотерміческом протягом пластового флюїда в тріщині
з урахуванням перенесення маси і тепла на її стінках, прогріву породи та фільтрації
флюїда в шарі. Як правило, для зменшення похибок використовується вся
доступна геолого-геофізична, промислова та інша інформація.
t.
Зіставлення виявлених зон харчування з даними сейсморозвідки або інший
інформацією для визначення найбільш вірогідного азимута живильної супертрещіни
[2].
2. Приклад застосування традиційного методу
В
Як приклад, в таблиці наведено підсумкові результати інтерпретації з
методом ТГДВ по скв. XI, що експлуатує кристалічний фундамент
родовища Білий Тигр. З рис. 1, на якому представлені всі сім
виявлених супертріо-
Показники
Номер супертрещіни
1
2
з
4
5
6 | 7
Відмітка припливу по стовбуру, м
4000
4010
4024
4067
4150
4200
4250
Вертикальна глибина, м: місця
припливу
3897
3907
3921
3964
4047
4097
4147
зони харчування
4490
4520
4470
4460
4430
4480
4460
Відхід зони харчування від стовбура, м
103
99
99
90
70
66
54
Довжина, м
600
620
550
500
390
390
320
Кут щодо обрію,
градус
80,0
81,0
79,5
79,5
79,5
80,0
80,5
ефективне розкриття, мм
0,35
1,02
0,61
0,45
0,63
0,61
0,56
Ймовірний обсяг області
харчування, тис.м3 (довірчий рівень 80%)
580
360
320
360
180
650
720
щін,
видно, що їх кінцеві області розташовуються в досить вузькому діапазоні глибин
4427-4515 м. З урахуванням такої тісної групування супертрещін в просторі
можна було припустити наявність великої порушення, яке стовбур свердловини
розкрив на глибині 3897-4147 м (інтервал по стовбуру 4000-4250 м), яке в
подальшому підтвердилося.
На
рис. 2 приведені графіки термогідродінаміческіх і комплексних геофізичних
досліджень у відкритому стовбурі скв. XI. З нього випливає, що за стандартним
комплексу геофізичних досліджень дуже важко провести кореляцію місць
припливу
з особливостями ГІС у цих місцях. Хоча кореляційні тенденції є,
впевнена зв'язок відсутній.
В
Протягом 1997-2000 рр.. в 10 свердловинах родовища Білий Тигр були застосовані
різні модифікації ТГДВ. В результаті отриманих унікальних даних
суттєво змінилося уявлення про структуру околоскважінного простору.
Досвід застосування методів ТГДВ в свердловинах фундаменту виявив деякі
труднощі і проблеми, які будуть розглянуті нижче.
3. Основні проблеми при застосуванні традиційного методу
ТГДВ
Практичне
застосування методів ТГДВ ускладнюється трьома основними факторами:
1)
технічними труднощами, що виникають при знятті якісних профілів
тиску і температури вздовж стовбура свердловини на декількох режимах;
2)
спотвореннями результатів через зміни фонового теплового поля поклади в цілому
внаслідок значних відборів нафти і закачування великих обсягів холодної води;
3)
високою вартістю застосування методу ТГДВ внаслідок складності рішення зворотної
задачі про неізотерміческом протягом пластового флюїда в тріщині з урахуванням перенесення
маси і тепла на її стінках, прогріву породи та фільтрації флюїда в шарі.
Перша
проблема пов'язана з високою швидкістю потоку флюїда в стовбурі свердловини --
каротажної прилад виноситься висхідним потоком, що може призвести до його втрати.
У результаті дебіт на гирлі свердловини під час дослідження доводиться
значно обмежувати. У зв'язку в зазначеним на практиці знімають
температурний профіль лише на одному максимальному режимі, що забезпечує
безпечні спуск і підйом приладу. Для свердловин фундаменту допустимий дебіт
безпечних робіт не перевищує 600 т на добу, у той час як на технологічному
режимі дебіт може досягати 1500 т/добу.
Друга
проблема набула серйозне значення в останні роки. В даний час з
фундаменту родовища Білий Тигр відібрано більше 130 млн. т нафти. Початкові
геологічні запаси нафти становлять близько 500 млн. т, а накопичена закачування --
близько 130 млн. т, тобто відібрана значна частка запасів і закачаний
зіставний обсяг щодо холодної (температура приблизно дорівнює 26 ° С)
води. Середня порожнистість колектора невелика - близько 2%, що робить фонове
температурне поле досить інертним. Тим не менш локальні відхилення
поточного фонового теплового поля від початкового можуть досягати декількох градусів.
Третя
проблема характерна для вирішення всіх обернених задач. У нашому прикладі навіть
рішення прямої задачі досить складно. Постановка завдання передбачає
безпосереднє вшивания тріщин в тривимірну сітку теплової трифазної
фільтраційної моделі, причому тріщини можуть бути розташовані досить близько
один до одного, що вимагає застосування Лень дрібної сітки. Для прискорення рахунку був
запропонований спеціальний симулятор, що дозволяє використовувати при розрахунках
суперкомп'ютер. Його використання дозволяє закінчити ітераційний перебір
прямих завдань у прийнятний термін, хоча і підвищує вартість виконуваних робіт.
4. Нові підходи до застосування ТГДВ
Зазначені
проблеми призвели до необхідності істотної модернізації традиційних методів
ТГДВ. У 2002-2006 рр.. були проведені науково-дослідні роботи з метою
вирішення цих проблем. У результаті був розроблений удосконалений
програмний комплекс по термогідродінаміческой візуалізації FRAVIS-6,
володіє перевагами в порівнянні з традиційними методами.
По-перше,
вдалося знизити рівень вимог до якості проведення замірів температури в
свердловині і обмежитися: тіем кривий на одному режимі. Ця вимушена і
тимчасова ступка промисловим дослідникам призводить до втрати інформації і, як
наслідок, зниження точності результатів, але новий похід дозволяє більш
надійно зіставляти термопрофілі, зняті в різний час. Це частково
компенсує або повністю нівелює додаткові похибки.
По-друге,
удосконалена версія ТГДВ забезпечена спеціальним модулем розрахунку фонового
теплового поля. По суті це окремий повнорозмірний термогідродінаміческій
симулятор, на якому історія розробки поклади відновлюється не тільки по
тиску і відбором води, але й по устьевой забійній температур. Сеточная термогідродінаміческая
модель поклади може бути грубою і адаптація не вимагає детального збігу за
кожній свердловині, проте в цілому по ділянках поклади розрахункова і фактична
видобуток, а також температура ра повинні збігатися із заданою точністю. Наявність додаткового
етапу відновлення загального теплового поля вимагає додаткових витрат,
залежать від розміру поклади, числа свердловин і тривалості історії
розробки. Для поклади фундаменту родовища Білий Тигр додаткові
витрати можна порівняти з витратами, пов'язаними з традиційною обробкою методом
ТГДВ двох-трьох свердловин.
Для
рішення третього проблеми вдалося істотно підвищити якість зіставлення
різнорідної інформації на основі використання більш докладних сіток. Звичайно,
це збільшило час рахунку, проте бурхливий розвиток комп'ютерної техніки в
останні роки призвело до суттєвого підвищення швидкості і скорочення
вартості машинного часу. У результаті вдосконалена технологія ТГДВ
дозволяє не тільки підвищити надійність інтерпретації, а й знизити витрати на
20-30%.
Хоча
витрати на проведення двох-чотирьох обробок методом ТГДВ зросли за рахунок
етапу розрахунку фонового теплового поля, при масових обробках (близько 30-50
свердловин) можна сподіватися зниження питомих витрат на свердловину на 20-25%.
Висновки
1.
Удосконалена технологія термогідродінаміческой візуалізації тріщин в
нафтоносних гранітах дозволить у значній мірі усунути недоліки
традиційних методів ТГДВ.
2.
Нова технологія ТГДВ може підвищити точність розрахунку параметрів супертрещін і
надійність виділення зон харчування.
3.
Переваги технології ТГДВ останнього покоління в порівнянні з традиційними
методами ТГДВ роблять можливим більш масове її застосування в свердловинах
фундаменту родовища Білий Тигр.
Список літератури
1.
Природа аномальних даних термогідродінаміческіх досліджень нафтових
свердловин/Е.Г. Арешев, В.В. Плинін, O.K. Попов, В.Ф. Штирлін// Нафтове господарство.
- 2000. - № 3. - С. 41 -47.
2.
Результати інтерпретації аномальних даних термогідродінаміческіх досліджень
свердловин/Е.Г. Арешев, В.В. Плинін, O.K. Попов и др.// Нафтове господарство. - 2000.
- № 8. -С. 43-46.
3.
Арешев Є.Г., Плинін В.В., Штирлін В.Ф. Нові можливості інтерпретації
аномальних даних термогідродінаміческіх досліджень скважінД/Нафтове
господарство. - 2001. - № 3. -С. 49-52.
Журнал
«Нафтова господарство» № 5, 2006
