Способ учета перетоков газа по техногенным флюидопроводящим каналам между двумя газоконденсатными пластами

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам учета межпластовых перетоков газа, образующихся вследствие проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в близлежащих пластах, являющихся самостоятельными объектами подсчета запасов, и может быть использовано для корректного списания запасов в разрабатываемых газоконденсатных пластах.

Важным элементом контроля за разработкой месторождения является учет добычи пластового газа с каждого пласта, разрабатываемого одной скважиной. Посредством контроля за добычей газа с каждого пласта, производится списание запасов газа с государственного баланса, а достоверные сведения по вкладу пластов, являющихся самостоятельными объектами подсчета запасов, позволяют наиболее точно производить списание запасов.

Так в случае, если каждый пласт, который вторично вскрыт (перфорирован) в скважине, является самостоятельным объектом подсчета запасов, недропользователю необходимо производить списание запасов добытого газа на основании определения вклада каждого пласта в суммарный дебит скважины. В большинстве случаев это реализуется путем проведения механической расходометрии и аналогичных методов позволяющих установить дебит газа с каждого пласта. Однако на практике встречаются случаи, когда показания механического расходомера вызывают сомнения в достоверности данных, в частности при высоких значениях водного фактора в скважинах или невозможностью спуска расходомера до искусственного забоя скважины.

Помимо вышеизложенного существуют сложности списания запасов с многопластовых объектов, в которых был проведен гидроразрыв (ГРП) пласта. Так, в скважинах, вскрывающих низкопроницаемые газоконденсатные залежи, являющиеся самостоятельными объектами подсчета запасов, рентабельная разработка пластов без применения интенсификации притока методом ГРП невозможна. После проведения ГРП на каждый пласт, существует риск формирования техногенного флюидопроводящего канала, по которому возможен межпластовый переток газа из одного объекта подсчета запасов в другой. При этом по данным механической расходометрии после интенсификации притока из двух перфорированных пластов может работать только один (по причинам перекрытия пласта проппантной пробкой либо иным причинам), а по результатам симуляции ГРП (или по данным микросейсмического мониторинга ГРП) прогнозируется наличие прорыва одной из трещин в соседний пласт. Помимо этого при проведении газоконденсатных исследований (ГКИ) после интенсификации притока отмечается повышенное содержание компонентов С₅₊ в добываемой продукции работающего пласта, которое не соответствует утвержденному значению по работающему пласту. Эти факторы указывают на возможную работу пласта, который по данным механической расходометрии не работает. Данные обстоятельства могут затруднить правильную оценку добычи газа с каждого самостоятельного объекта подсчета запасов.

В настоящий момент существует множество примеров одновременной эксплуатации двух и более пластов газовых месторождений. Для решения основных проблем - регулирование притока и синхронизации выработки многими исследователями разработаны и обоснованы такие способы как: одновременно-раздельная эксплуатация нескольких продуктивных пластов (ОРРЭНЭО) [Юдаков А.Н. Эффективность применения одновременно раздельной закачки на Южной лицензионной территории Приобского месторождения / И.Б. Дубив, С.Ф. Мулявин // Бурение и нефть. - 2009. - №5. - С. 36-39; Барышников А.В., Поляков Д.Б., Шаймарданов Р.Ф. Внедрение и совершенствование технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Южной лицензионной территории Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. - №5. - С. 121-123; Афанасьев В.А. Оптимизация компоновки и насосного оборудования ОРЭ скважин / В.А. Афанасьев // Инженерная практика. 2012. - №2. - С. 36-39]; Применение скважин с разным заканчиванием [Герасименко С.А. Результаты вычислительных экспериментов по проектированию разработки многопластовых объектов (статья) / С.А. Герасименко, Д.Н. Глумов, В.В. Журавлев, А.С. Самойлов. // Территория нефтегаз. - 2012. - №12. - С. 16-23; Самойлов А.С.Разработка технологических решений по повышению эффективности эксплуатации многопластового объекта Южно-Хадырьяхинского месторождения (статья) / А.С. Самойлов, Д.Н. Глумов, С.А. Герасименко, В.В. Журавлев // Нефтегазовое дело. - 2013. - №4. - С. 124-149]; Проведение избирательных методов увеличения компонентоотдачи [Грачев С.И. Обоснование технологии разработки многопластовых залежей (статья) / С.И. Грачев, А.В. Стрекалов, А.Б. Рублев, И.В. Захаров, С.М. Стрикун // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - 2012. - №3 - С. 44-49]. Однако в отмеченных работах контроль выработки запасов затруднителен и не имел решения.

Известен способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений, включающий спуск в нагнетательную скважину подземной компоновки, для исследования гидродинамической связи между пластами и целенаправленной закачки по ним индикатор-трассера, замер в скважине забойного давления и определение наличия межпластовых перетоков по появлению индикатора-трассера в добывающих скважинах [RU 2371576 С1, МПК Е21В 47/10 (2006.01), опубл. 27.10.2009].

Известный способ позволяет определить в прискважинной зоне наличие межпластовых перетоков, однако исключает возможность оценить количественную характеристику межпластового перетока.

Технической проблемой является корректная оценка извлекаемых запасов, учитывающая определение количества газоконденсатной смеси (пластового газа), мигрирующей из одного пласта в другой, вследствие образования техногенного флюидопроводящего канала при проведении ГРП. Установление объемов межпластовых перетоков в свою очередь позволит производить списание запасов с пластов, в которых контроль за выработкой запасов затруднителен.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная проблема решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении достоверности количественного определения добытого газа на основании определения вклада каждого пласта в суммарный дебит скважины за счет учета определения объема межпластовых перетоков пластового газа, дренируемых одной скважиной.

В предложенном изобретении решается задача учета объема перетоков по техногенным флюидопроводящим каналам. Использование данного изобретения позволит провести количественную оценку межпластового перетока из одного пласта в другой и тем самым обеспечить наиболее достоверное списание запасов с подсчетных объектов (пластов). Новизной предложенного способа является использование потенциального содержания конденсата, как и его изменения, для оценки величины перетока из одного газоконденсатного пласта в другой.

Установлено, что в скважинах, разрабатывающих два газоконденсатных пласта при отсутствии вклада одного из них (по данным расходометрии), наблюдалось изменение потенциального содержания конденсата (по результатам газоконденсатных исследований скважины) для работающего пласта, которое указывало на то, что данное изменение обусловлено притоком с неработающего соседнего пласта. Вероятность гидродинамического сообщения между пластами устанавливалась по данным моделирования ГРП (где оценивается вероятность прорыва трещины в соседний пласт) или по данным микросейсмического мониторинга, где фиксация источников акустической эмиссии также позволяет установить вероятность прорыва трещины в соседний пласт.

После установления факта перетока по техногенным флюидопроводящим каналам по результатам симуляции ГРП, либо по данным проведения микросейсмического мониторинга процесса ГРП, с учетом геомеханических свойств пород, или иными известными способами, с использованием утвержденных в проектном документе физико-химических свойств пластового флюида, насыщающего каждый пласт, а также результатов газоконденсатных исследований, выполненных в ходе эксплуатации скважины, на основе закона сохранения массы определяют величину перетока пластового газа по техногенным флюидопроводящим каналам между двумя газоконденсатными пластами согласно выражению:

где Q_{пл. газа} - дебит пластового газа по результатам ГКИ, тыс.м³/сут;

- содержание компонентов С₅₊ в пластовом газе по результатам ГКИ, г/м³;

Q^A - дебит пластового газа пласта, из которого осуществлялся переток (неработающий пласт), тыс.м³/сут;

ρ^А - утвержденная плотность газа пласта, из которого осуществлялся переток, кг/м³;

ρ^Б - утвержденная плотность газа пласта, в который осуществляется переток (работающий пласт), кг/м³;

ρ^смеси - плотность пластового газа по результатам ГКИ, кг/м³;

- утвержденная величина содержание компонентов С₅₊ пласта, из которого осуществлялся переток, кг/м³;

- утвержденная величина содержание компонентов С₅₊ пласта, в который осуществлялся переток, кг/м³.

Заявляемый способ учета перетоков пластового газа между двумя пластами позволит осуществлять более корректный учет извлекаемых запасов, при этом учитываются известные физико-химическими свойства пластового газа, насыщающего каждый из пластов, а также потенциальное содержание конденсата и плотность пластового газа.

Основной исходной информацией для осуществления способа являются результаты ГКИ (с использованием сепарационного оборудования), в результате которых определяют следующие величины:

- дебит пластового газа, тыс.м³/сут;;

- плотность пластового газа (по результатам лабораторного анализа проб газа и конденсата), кг/м³;

- потенциальное содержание компонентов С₅₊, г/м³;

Помимо этого, согласно принятой в проектном документе на разработку месторождения модели пластового флюида и утвержденных свойств добываемого флюида, рассматриваемых пластов используются следующие параметры:

- плотность пластового газа, кг/м³ (проектное значение);

- потенциальное содержание компонентов С₅₊, г/м³ (проектное значение);

Имеющиеся результаты газоконденсатных исследований и утвержденные проектным документом значения потенциального содержания конденсата и плотности газа, используют в формуле (1), вывод которой представлен ниже.

Известен закон сохранения массы [Б.М. Яворский, А.А. Детлаф. Справочник по физике для инженеров и студентов вузов / Издательство «Наука». - М. 1979] для газа:

где

Q^Б - дебит пластового газа пласта в который осуществлялся переток, тыс.м³/сут;

Закон сохранения массы [Б.М. Яворский, А.А. Детлаф. Справочник по физике для инженеров и студентов вузов / Издательство «Наука». - М. 1979] для дегазированного конденсата будет иметь вид:

Решая систему двух уравнений относительно Q^A, получают соотношение, определяющее величину перетока по техногенным флюидопроводящим каналам по формуле (1).

Сущность заявляемого технического решения поясняется примером и иллюстративными материалами, где на фиг. 1 схематично показан возможный вариант образования техногенного флюидопроводящего канала 3 между подсчетными объектами: пласт 4 (работающий) и пласт 5 (неработающий), обозначено: 1 - ствол скважины, 2 - развитие трещин ГРП, 6 - глинистая перемычка, на фиг. 2 представлена визуализация результатов микросейсмического мониторинга ГРП двух пластов 4 и 5, по данным которого установлен прорыв трещины ГРП в соседний пласт, цифрами обозначено -7 - интервал перфорации, 8 - источник акустической эмиссии при ГРП. Следует отметить, что образование техногенного флюидопроводящего канала между подсчетными объектами возможно как в нижележащим пласте, так и выше лежащим.

Способ осуществляют следующим образом.

На скважине 1, эксплуатирующей два пласта 4 и 5, разделенных, например, глинистой перемычкой 6, проведено мероприятие по интенсификации притока ГРП на каждый пласт с образованием трещин ГРП 2. Пласт 4 вторично вскрыт (перфорирован), с образованием интервала перфорации 7. По результатам механической расходометрии отработка нижележащего пласта 5 не отмечается. Таким образом, списание запасов ведется на основании результатов механической расходометрии, а именно по одному пласту 4 (работающему). По результатам симуляции ГРП, в частности, в примере использовали данные микросейсмического мониторинга ГРП с применением источника акустической эмиссии 8, прогнозируется наличие техногенного флюидопроводящего канала 3. Помимо этого также при проведении ГКИ отмечается повышенное содержание компонентов фракции C₅₊ в добываемой продукции (пластового газа) работающего пласта 4.

По результатам ГКИ скважины, выполненные с использованием сепарационного оборудования, определяют дебит пластового газа, м³/сут.; плотность пластового газа, кг/м³ (по результатам лабораторного анализа проб газа и конденсата); потенциальное содержание в пластовом газе фракции компонентов C₅₊ (по данным хроматографического анализа).

Согласно принятой в проектном документе на разработку месторождения модели пластового флюида и утвержденных свойств добываемого флюида рассматриваемых пластов, используют проектные значения плотности пластового газа, потенциального содержания фракции С₅₊ в пластовом газе.

Определяют величину перетока по техногенному флюидопроводящему каналу - дебит пластового газа пласта, из которого осуществляется переток (неработающий пласт), тыс.м³/сут по формуле (1).

Пример.

По результатам ГКИ скважины, выполненные с использованием сепарационного оборудования перед проведением учета величины перетока пластового газа, определяют следующие данные:

дебит пластового газа - 320,0 тыс.м³/сут.;

плотность пластового газа - 1,17 кг/м³;

потенциальное содержание в пластовом газе фракции компонентов C₅₊ - 330,0 г/м³;

Зная утвержденные проектные значения, соответствующие принятой модели пластового флюида (согласно проектному документу на разработку месторождения): ρ^А=1,20 кг/м³; ρ^Б=1,15 кг/м³; определяют величину перетока по техногенному флюидопроводящему каналу - дебит пластового газа пласта, из которого осуществляется переток (неработающий пласт), тыс.м³/сут;

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает достоверность количественной оценки межпластовых перетоков при списании запасов газоконденсатных пластов, дренируемых одной скважиной, более точную адаптацию цифровой фильтрационной модели и способствует выработке рекомендаций по повышению технологической эффективности гидравлического разрыва пласта.