В данной работе для одного из нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири был произведён комплексный анализ работы опорных скважин. В качестве опорных были выбраны скважины, характеризующиеся наиболее обширным комплексом исследований (гидродинамические (ГДИС) на неустановившемся режиме, промыслово-геофизические (ПГИ), расширенный комплекс ГИС, микроимиджеры). По результатам комплексирования различных методов исследования в опорных скважинах выявлено преимущественное влияние локальных трещиноватых интервалов на работу горизонтальных стволов. В этой связи пересмотрен подход к оценке продуктивности скважин. Предложена методика масштабирования полученных результатов на остальной действующий фонд добывающих горизонтальных скважин.
Практика разработки трещиноватых коллекторов подсказывает, что описание работы системы скважина-пласт часто не соответствует поведению, предсказываемому классическими моделями фильтрации для трещиноватых систем (Warren-Root и др.), а наблюдаемые параметры фильтрации и интервалы притока зачастую не соответствуют предполагаемым на основе данных геофизических исследований скважин (ГИС) открытого ствола. Особенно явно это проявляется при анализе работы горизонтальных скважин (ГС), в которых зачастую отмечается существенная неоднородность распределения профиля притока по стволу.
Таким образом, пласт уже нельзя представить квазиоднородной системой, а прогнозирование работы скважин требует комплексирования разномасштабных методов описания пластовых систем.
Общие сведения о месторождении
В статье рассматривается месторождение, распложенное в пределах Восточносибирской нефтегазоносной провинции, являющееся уникальным не только по размерам и объёму запасов, но и по возрасту продуктивных отложений – основной объект разработки приурочен к отложениям рифейского возраста.
Опробования в скважинах месторождения показали большую изменчивость дебитов по площади (отсутствие притока, дебиты не превышают 10 т/сут, дебиты от 100 до 540 т/сут). Пласт представляет собой сложно-построенный карбонатный коллектор – матрица непроницаема, фильтрация осуществляется по трещинам, запасы сосредоточены в кавернах и интервалах выщелачивания. Распределение интервалов интенсивного кавернообразования (выщелачивания), обладающих аномально высокой пустотностью в изучаемом разрезе, крайне неравномерно. В наличии также неравномерное распределение системы трещин различных масштабов В породах имеются маломощные (как правило не более 0,5м) кавернозные прослои, обладающие высокой пустотностью. Пример таких интервалов на колонке керна представлен на рис.1. На рис.2 приведено сопоставление пустотности из которого наглядно видно, что по ГИС не всегда возможно идентифицировать столь маломощные прослои. Эффективная общая пустотность составляет порядка 1-2%, проницаемость отдельных трещиноватых интервалов может достигать 4Д.
Рис. 1. Фотографии полноразмерного керна скважин исследуемого месторождения из высококавернозного интервала.
Рис. 2. Величина пористости, определённая при микротомаграфировании полноразмерных кернов из высококавернозного интервала, сопоставленная с РИГИС.
Наличие массивной газовой шапки и подстилающей воды, обуславливает работу скважин на гравитационном режиме (ΔР~ 1 атм) для снижения рисков прорыва газа и воды.
Месторождение находится на начальной стадии разработки. Его ввод в промышленную эксплуатацию в 2017 г. показал существенную неоднородность фильтрационно-емкостных свойств и, соответственно, отклонения в проектных дебитах эксплуатационного фонда скважин.
Анализ промысловых исследований
В ходе анализа работы скважин отмечено отклонение от прогнозных параметров, полученных по традиционным аналитическим зависимостям. В этой связи отмечена необходимость создания нового подхода к описанию работы скважин данного месторождения. Представленная работа не могла быть проведена без детального анализа выполненных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин с целью уточнения модели притока к горизонтальным стволам.
На начальном этапе произведён анализ работы опорных горизонтальных скважин (скважин, характеризующихся наиболее полным комплексом исследований) путём анализа гидродинамических исследований скважин (ГДИС) на неустановившемся притоке, выполняющихся по технологии ИД-КВД перед запуском каждой скважины по фонду. В ходе анализа выявлено существенное отклонение фактической модели притока от предполагавшейся при заданных параметрах пласта и заканчивания.
В частности, по всем скважинам наблюдалось либо полное отсутствие, либо недостаточная продолжительность линейных режимов фильтрации, характерных для скважин с горизонтальным окончанием заданной эффективной проходки. В ходе первичной интерпретации это несоответствие устранялось либо существенным уменьшением эффективной длины ствола (с сотен до десятков метров), либо ведением дополнительного «механического» скин-фактора. И в том, и в другом случае модель фильтрации дополнительно требовала введения соотношения вертикальной и латеральной проницаемости, превышающей единицу (Kz/Kr>>1), что в условиях заложения скважины параллельно напластованию является противоречащим традиционной модели притока к ГС в коллекторе, описываемом классической моделью двойной среды.
Рис. 3. Типовое поведение производной давления в билогарифмических координатах. Красные точки – производная давления (факт), Зелёные точки – приращение давления (факт), Черная линия – производная давления (расчёт), красная линия – приращение давления (расчёт).
В данных условиях авторами было сделано предположение о значительном влиянии субвертикальной трещиноватости на интенсивность притока к горизонтальным стволам. Для проверки этой гипотезы использовались результаты промыслово-геофизических исследований скважин, по которым наблюдалось максимальное отклонение от проектных дебитов нефти (жидкости). Впоследствии именно эти скважины рассматривались в качестве опорных.
По результатам комплексирования ГДИС и ПГИ в опорных скважинах выявлено преимущественное влияние локальных интервалов на работу всего горизонтального ствола. Как правило, суммарная работающая длина не превышала 30-40% от пробуренной длины ГС, а по части скважин не превышала и 20%, причем локализованы эти интервалы крайне неравномерно по стволу скважины.
Рис. 4. Типовое распределение профиля притока по ПГИ на качественном уровне. Верхняя часть графиков – по данным термограмм, нижняя часть – по данным распределённой влагометрии.
В этой связи пересмотрен подход к описанию продуктивности скважин и прогнозу их работы. Так, результаты ПГИ использовались для адаптации ГДИС на неустановившемся притоке по модели ГС, осложнённой вертикальными высокопроводящими трещинами (аналог горизонтального ствола с многостадийным гидравлическим разрывом пласта), в части определения количества работающих интервалов притока. Остальные параметры адаптировались исходя из поведения производной давления согласно алгоритмам log-log анализа. Совмещение фактических и расчётных данных давало чуть лучшее совмещение (рис.3), а также лучшие прогнозные показатели.
Также выявлено существенное влияние разгазирования пластового флюида на продуктивность скважин и определён диапазон целевого забойного давления.
Рис.5. Результаты совмещения производной давления по модели ГС с МГРП на основе данных ПГИ. Красные точки – производная давления (факт), Зелёные точки – приращение давления (факт), Черная линия – производная давления (расчёт), красная линия – приращение давления (расчёт).
Описанный подход позволил уточнить параметры работы опорных скважин. В связи с ограниченностью количества проведённых ПГИ для перехода к описанию работы остального фонда скважин, с использованием методов машинного обучения выполнено построение алгоритма интерпретации ГИС для прогноза работающих по ПГИ интервалов.
Использование данных ГИС для идентификации интервалов притока
До настоящей работы результаты интерпретации ГИС не использовались для оценки проницаемости и стартовых дебитов. Отложения считались повсеместно трещиноватыми со средней плотностью трещин 3 трещины/метр. При этом анализ колонки керна демонстрирует, что следы УВ встречаются только в одной трещине из 80. Работа не всех трещин предполагалась и ранее: по данным пластовых микросканеров идентифицируется повсеместная трещиноватость, , тогда как результаты ПГИ свидетельствуют о наличии нескольких разрозненных интервалов притока.
Совместный анализ ГИС (ГК, НК, ГГКлп, УЭС, АК), результатов интерпретации (объемная минералогическая модель, коэффициентов общей, трещиной и кавернозной пустотности) и ПГИ показал отсутствие двухмерных связей интервалов притока по ПГИ с остальными параметрами. Анализ гистограмм всех рассматриваемых параметров для работающих и неработающих по ПГИ интервалов также не позволил выявить критерии для выделения интервалов притока. Прежде всего это связано с тем, что данные ГИС имеют высокую изменчивость при протяженных интервалах по ПГИ. Комплексный анализ данных ГИС, а именно ГК, НК, ГГКп и АК, позволил установить критерии прогноза работающих интервалов по данным ГИС. В качестве инструмента для прогноза работающих интервалов в рамках настоящей работы принят алгоритм «дерево решений».
Всего в анализе участвовало 6 горизонтальных скважин, имеющих расширенный комплекс ГИС хорошего качества и профиль притока по ПГИ. 3 скважины представлены каротажем отечественного производства и 3 скважины имеют запись ГИС зарубежных сервисных компаний.
Как было сказано ранее, работающие по ПГИ интервалы достаточно протяжены относительно высокой изменчивости данных ГИС вдоль таких интервалов, поэтому с использованием статистической обработки методом «дерево решений» определены наиболее вероятные интервалы притока. На рис.4 приведена каротажная диаграмма с результатом сопоставления притока по ПГИ и интерпретации ГИС с учетом алгоритма «дерева решений». Из рисунка наглядно видно хорошее согласие между фактическими и прогнозными интервалами притока. Достоверность прогноза работающих интервалов составила 73% для отечественного комплекса ГИС и 79% для зарубежного комплекса.
Рис.6. Пример сопоставления работающих интервалов по ПГИ (вторая слева колонка) и данным ГИС (крайняя слева колонка).
Заключение
В ходе работы подтверждено преимущественное влияние трещин на работу эксплуатационного фонда и, соответственно, обоснован переход от модели притока к ГС с фиксированной эффективной длиной ствола к модели притока к ГС, осложнённой локальными трещиноватыми интервалами при интерпретации ГДИС на неустановившемся притоке.
Найдены статистические критерии выделения по ГИС потенциально продуктивных интервалов. Выделяемые по ГИС интервалы маломощные, а ПГИ фактически показывает их интегральное влияние на профиль притока.
Достоверность прогноза положения интервалов притока по результатам ГИС составляет 60-90%, чего достаточно для масштабирования методики на другие скважины эксплуатационного фонда.
Таким образом, разработан подход к описанию работы горизонтальных скважин в условиях вскрытия неравномерно трещиноватого карбонатного коллектора, основанный на комплексировании ПГИ, ГДИС и ГИС открытого ствола.
Выявленные закономерности могут использоваться при прогнозировании продуктивности скважин. Это позволит уточнить текущие уровни добычи по скважинам, оптимизировать их режим работы, вынести рекомендации по проведению геолого-технологических мероприятий.
Список литературы
Морозовский Н.А. Методика комплексного геофизического контроля разработки низкопроницаемых коллекторов в условиях искусственной и естественной макротрещиноватости // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук - РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина – Москва - 2016. – С. 47–80.
Морозовский Н.А. Кременецкий М.И. Локализация трещиноватых зон карбонатных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин // SPE-171228-RU - 2014.
Ключевые слова: нефтегазоконденсатное месторождение, анализ работы опорной скважины, трещиноватые интервалы, горизонтальные скважины, продуктивность скважины
Keywords: oil and gas condensate field, analysis of the support well, fractured intervals, horizontal wells, well productivity
