USD ЦБ — 57,58 +0,15
EUR ЦБ — 67,94 +0,21
Brent — 57,50 −1,20%
четверг 19 октября 12:02

Наука и технологии // Разведка и разработка

Оценка параметров геологических объектов разреза разведочной скважины 9Р

05 июля 2016 г., 17:12К. Г. Каган, В. С. Левченко, Н. В. Валиуллина,Neftegaz.RU2471

При поиске и разведке нефтяных и газовых месторождений решается актуальная во все времена задача - определение наличия коллектора по разрезу скважины с оценками характера его насыщения и промышленной значимости.

Совершенствование методов интерпретации результатов испытания в открытом стволе направлено на обеспечение высокой эффективности поиска залежей, прироста запасов нефти и газа, расширение геологической информативности и является весьма актуальным и экономически целесообразным.

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 9Р 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 9Р

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 сек. Последующая регистрация восстановления давления проводилась за период времени от 76,0 до 1024,2 сек. 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 1ю 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:

1) 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.

2) По результатам интерпретации определено положение ВНК в пределах интервала 1426,5 ‑ 1427,5 м (а.о (-1402,1) ‑ (-1403,1) м).

3) По характеру насыщения и величине прогнозной продуктивности объект принадлежит к пласту‑коллектору промышленного значения.

4) Внедрение в производственную практику специального ГДК‑ОПК позволит расширить возможности MDT‑исследований.

Список литературы

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. А. Н. Колмогоров, Теория вероятностей и математическая статистика. М. Наука 1986 г 534 с.
  5. Бузинов С.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д.Умрихин. - М.: Недра, 1984. - 269 с.

English announcement

In prospecting and exploration of oil and gas fields is solved in the contemporary task - determining the presence of the collector in the borehole with the assessment of the nature of its saturation and industrial importance. Improvement of interpretation methods of test results in an open borehole is aimed at ensuring high efficiency of search of deposits, growth of oil and gas reserves, geological extension of information content and is highly relevant and economically viable.

Авторы:

К. г Каган, инженер 1 категории лаборатории интерпретации гидродинамических исследований, филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть».

В. С. Левченко, К.т.н., старший научный сотрудник, начальник отдела, филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть».

Н. В. Валиуллина, к.г-м.н, заведующий лабораторией интерпретации гидродинамических исследований, филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть».


Neftegaz.RU context