На современном этапе проведение гидродинамических исследований скважин экспресс‑методом в открытом стволе становится все более востребованным, что требует модернизации и доработки методов интерпретации результатов ГДК‑ОПК. Опыт применения модульного испытателя пластов в скважинах на стадии поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений обеспечивает оперативность, достоверность информации о наличии продуктивных коллекторов, что определяет актуальность этих исследований.
Цель исследований ГДК‑ОПК заключается в: оценке наличия коллектора и характера его насыщения; изучении свойств пластовых флюидов; определении величины пластового давления; диагностике положения контактов – ГНК, ГВК, ВНК; оценке потенциальной продуктивности и промышленной значимости объектов исследования; определении фильтрационных и коллекторских параметров пласта- резервуара, состояния призабойной зоны.
Последнее стало возможным, благодаря новому подходу к расширению технологии испытания, предложенному отделом гидродинамических и индикаторных исследований скважин (ОГДиИИС) филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде. Было проведено специальное исследование ГДК‑методом объекта нефтяной части неокомских отложений, что позволило определить фильтрационные и коллекторские параметры пласта-резервуара, состояние призабойной зоны, уточнить начальное пластовое давление.
Исследование на кабеле скважины 9 Р проводилось в 3‑х геологических объектах (неоком, апт и альб). В общей сложности было сделано 69 замеров давления и температуры на разных глубинах (таблица 1). Удовлетворительных замеров ‑ 21 шт. Низкой достоверности ‑ 19 шт. Высокой ‑ 25 шт. Сухих замеров ‑ 4 шт. Все замеры были сделаны при помощи прижимного зонда Large-Diametre Probe (d = 0,0234 м).
Таблица 1 Объекты исследования разведочной скважины 9 Р
В статье представлены результаты исследования нефтяной части неокомских отложений стандартным методом ГДК-ОПК и подробно описаны результаты специального ГДК.
В нефтяной части неокомских отложений в интервале 1418,9 ‑ 1426,4 м было выполнено 8 замеров, преимущественно высокой достоверности.
Объект исследования характеризуется как нефтенасыщенный коллектор со средними фильтрационными и продуктивными параметрами (заключение СК «Шлюмберже» и отдела анализа пластовых флюидов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде). Связь с пластом контролировалась отбором из него 2,7 ‑ 9,8 см3 флюида (фильтрата бурового раствора) в течение 2 ‑ 15 секунд. Последующая регистрация восстановления давления проводилась за период времени от 76,0 до 1024,2 секунд. Депрессии на пласт изменяются в диапазоне от 0,05 до 0,71 МПа или от 0,3 до 4,7 % от величины пластового давления соответственно на глубинах 1425,2 и 1418,9 м.
На рисунках 1, 2 представлен пример обработки КВД‑2 на глубине замера 1418,9 м. Графическая билогарифмическая анаморфоза КВД и ее производная идентифицирует отсутствие информативного участка, соответствующего сферическому, либо плоско‑радиальному фильтрационным потокам в пласте. Поведение процесса восстановления давления полностью определяется емкостью ствола скважины и переходными процессами.
Рисунок 1 График изменения давления в процессе исследования скважины 9 Р методом ГДК (глубина 1418,9 м)
Рисунок 2 Диагностический билогарифмический график КВД‑2 по скважине 9 Р (глубина 1418,9 м)
Пластовое давление, определенное по конечным точкам КВД с увеличением глубины замера изменяется от 15,21 МПа (на глубине 1418,9 м (а. о -1394,4 м)) до 15,25 МПа (на глубине 1426,4 м (а.о -1402,0 м)) соответственно (рисунок 3). Глубинный градиент пластового давления по разрезу нефтенасыщенного коллектора неокомского надъяруса составляет 1,07 МПа/100 м. Водонасыщенного, так же 1,07 МПа/100 м. Интервальный градиент пластового давления (0,67 МПа/100 м) подтверждает достоверность оценки характера насыщения объекта испытания, как нефтенасыщенного. В водонасыщенном объекте неокома, также был определен интервальный градиент пластового давления (1,04 МПа/100 м), который подтверждает достоверность оценки характера насыщения, как водонасыщенного. Это позволило спрогнозировать положение ВНК на глубине -1402,8 м (а. о).
Рисунок 3 График изменения давления в нефтенасыщенных (1) и водонасыщенных (2) отложениях неокомского надъяруса скважины 9 Р (по материалам ГДК)
Оценка продуктивных возможностей выделенных коллекторов пласта неокомского надъяруса выполнена для жидкости по КВД методом идентификации (рисунок 4). Анализ графиков свидетельствует, что все кривые восстановления давления в координатах метода идентификации хорошо описываются прямолинейной зависимостью. Это указывает на правомочность предлагаемого подхода к обработке замеров давлений в целях определения продуктивных характеристик испытанного методом ГДК нефтенасыщенного интервала.
Рисунок 4 Определение коэффициента продуктивности методом идентификации по результатам ГДК нефтенасыщенных отложений неокомского надъяруса скважины 9 Р
В процессе исследований была проведена статистическая обработка данных ГДК. Среднее значение коэффициента подвижности составляет 310,34 мД/мПа*с. Величина коэффициента вариации подвижности равна 68,0% ‑ это свидетельствует об однородности разреза нефтенасыщенных коллекторов неокомского надъяруса по фильтрационным свойствам и удельной продуктивности.
В работе приведен анализ распределения удельного коэффициента продуктивности по разрезу исследуемого объекта (рисунок 5), который показал, что лучшими эксплуатационными характеристиками обладают коллекторы в интервале глубин 1421,2 ‑ 1424,2 м.
Рисунок 5 Изменение удельного коэффициента продуктивности по разрезу нефтенасыщенных отложений неокомского надъяруса скважины 9 Р
В результате получается, что нефтенасыщенная толща неокомских отложений по результатам ГДК‑ОПК характеризуется достаточно высокой продуктивностью (194,5 м3/сут*МПа).
Ожидаемый дебит нефти в нормальных условиях после приложения на пласт депрессии, равной 1,52 МПа (~10% от начального пластового давления) будет оцениваться величиной 237,7 м3/сут.
Расчеты величин прогнозных продуктивности и дебитов выполнены согласно установленным зависимостям.
Для расширения информативности стандартных экспресс-исследований выполнено специальное гидродинамическое испытание с новым технологическим подходом.
Одним из способов усовершенствования проведения ГДК‑ОПК исследований является предложенный ОГДиИС подход к проведению претестов и продолжительности отбора проб и регистрации КВД во время MDT‑исследований.
Данные предложения позволят определять фильтрационные и коллекторские параметры пласта‑резервуара на конкретных глубинах, состояние призабойной зоны, уточнять начальное пластовое давление.
Основная идея заключается в более длительном дренировании пласта (за счет отбора проб) и более длительной регистрации КВД (рисунки 6, 7).
Рисунок 6 График давления в процессе стандартного и специального исследования скважины 9 Р методом ГДК (глубина 1420,6 м)
Теперь подробнее о специальном исследовании. Как видно из рисунков 6, 7, исследование увеличено по продолжительности в ~15 раз. Время регистрации КВД составило 2132 с (~40мин). Объем отбора увеличился до 60 000 см3. Время дренирования, за счет отбора флюида равно ‑ 1,3‑1,4 ч.
Рисунок 7 График изменения давления в процессе исследования скважины 9 Р методом ГДК (глубина 1420,6 м)
Объект характеризуется как нефтенасыщенный коллектор невысокой потенциальной продуктивности (5,9 м3/сут×МПа).
Обработка КВД‑3 выполнена методами диагностическим (рисунок 8) и суперпозиции (рисунок 9).
По графику КВД‑3 и ее производной в билогарифмических координатах (рисунок 8) после окончания влияния дополнительного притока в ствол скважины и переходных процессов в соответствии с правилом «полтора логарифмцикла», выделяется участок с нулевым уклоном, соответствующий периоду плоско-радиальной фильтрации флюида к забою скважины. Продолжительность режима этого фильтрационного потока составляет 0,34 ч. По данному участку КВД‑3 в полулогарифмических координатах методом суперпозиции проведена оценка фильтрационных параметров пласта-резервуара, состояния призабойной зоны и величины начального пластового давления (рисунок 9).
Спустя 0,43 часа после регистрации КВД‑3 на ее диагностическом графике отмечается начало проявления граничных условий.
Рисунок 8 Диагностический билогарифмический график КВД-3 по скважине 9 Р
Рисунок 9 График обработки КВД-3 скважины 9 Р методом суперпозиции
В таблице 2 приведена сравнительная характеристика возможностей двух методов исследований поисково-оценочной скважины стандартным и специальным ГДК‑ОПК.
Таблица 2 Гидродинамические характеристики стандартного и специального исследований объекта скважины 9 Р методом ГДК
Объект исследования в удаленной зоне дренирования скважины характеризуется следующими значениями фильтрационных и коллекторских параметров: коэффициенты гидропроводности пласта ‑ 442,3 мкм2×см/мПа×с, подвижности пластовой нефти ‑ 4020,7 мД/мПа×с, проницаемости пласта ‑ 4181,5 мД, пьезопроводности пласта – 78600 см2/с. Сравнительный анализ результатов гидродинамических исследований и данных кернового материала с глубины 1420,2 м имеет хорошую сходимость.
Обобщенный показатель скин‑фактора (Sʹ=+334,6) показывает наличие значительных дополнительных фильтрационных сопротивлений на исследуемой глубине пласта‑коллектора, связанных, в первую очередь, с несовершенством по степени дренирования продуктивной толщи (Sрр=+38,7). За пределами прижимного зонда, диаметр которого составляет всего ~0,05 м, располагается высокопроницаемый пропласток неокомских отложений общей толщиной 1,5 м.
Пластовое давление на глубине проведения ГДК (1420,5 м по вертикали) оценивается по преобразованному графику КВД‑3 величиной 15,21 МПа (155,1 кгс/см2), глубинный градиент пластового давления равняется 1,07 МПа/100 м (1,09 кгс/см2/10 м). Совпадение градиента пластового давления с результатами исследований разреза неокомских отложений методом стандартного ГДК свидетельствует о достоверности выполненных определений.
Сравнение полученных данных при стандартном и специальном ГДК‑ОПК представленные в таблице 2 показывает, что с помощью нового подхода к MDT‑исследованиям, значительно расширяется информация о фильтрационно-емкостных свойствах исследуемого интервала.
Из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:
Во-первых, неокомские отложения в интервале 1418,9‑1426,4 м представлены нефтенасыщенным терригенным коллектором с прогнозным коэффициентом продуктивности в пластовых условиях 194,53 м3/сут∙МПа. Дебит нефти ‑ 237,7 н.м3/сут.
Во-вторых, по результатам интерпретации определено положение ВНК в пределах интервала 1426,5 ‑ 1427,5 м (а.о (-1402,1) ‑ (-1403,1) м).
В-третьих, по характеру насыщения и величине прогнозной продуктивности объект принадлежит к пласту‑коллектору промышленного значения.
И, четвертое, внедрение в производственную практику специального ГДК‑ОПК позволит расширить возможности MDT‑исследований.
Список литературы:
-
Х. Акрам, В. Ашуров Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульным испытателем пластов на кабеле MDT/CHDT. М., Нефтегазовое обозрение, 2005, с.30-45.
-
В. С. Левченко и др. Методика диагностики продуктивных пластов нижнего мела ракушечного вала по данным ГИС, ГДИС, ГДК, керна и PVT-анализа пластовых флюидов для оценки запасов промышленной категории. М., 2012. – 140 с.
-
РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. – М.: Минэнерго России, 2002. – 76 с.
-
Аметов И.М. и др. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов. // Труды ВНИИ. – М., 1977. Вып. 61. –С. 174–181.
-
А. Н. Колмогоров, Теория вероятностей и математическая статистика. М. Наука 1986 г. 534 с.
-
Бузинов С.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д.Умрихин. - М.: Недра, 1984. – 269 с.
