Применение технологии импульсно-кодового гидропрослушивания при заводнении в сложных геологических условиях

И.В. Коваленко, к.т.н., Г.М. Немирович, И.Р. Ильясов, А.В. Буянов, Д.Н. Гуляев

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Восточно-Мессояхское месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-западе Гыданского п-ва. Наиболее изученым является пласт ПК1-3, запасы нефти которого относятся к трудноизвлекаемым. Добыча нефти осуществляется с применением горизонтальных скважин, параллельно проводятся работы по поддержанию пластового давления (ППД) с помощью закачки воды. Для лучшего понимания процесса заводнения нефтяного пласта на месторождении было проведено импульсно-кодовое гидропрослушивание (ИКГ), результаты которого показали эффективность закачки воды с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

Пласт ПК1–3, являющийся основным эксплуатационным объектом Восточно-Мессояхского месторождения, осложнен мощной газовой шапкой, характеризуется высокой вязкостью нефти и низкой пластовой температурой (12 °С). Пласт представлен песчано-алевролитовыми породами, хорошо и средне отсортированными, обладающими высокой проницаемостью. Прослои песчаника не выдержаны по площади, замещаются прослоями глин. В разрезе выделяются три пачки с различными механизмами седиментологии. В кровельной части разреза наиболее часто наблюдается ассоциация единичных либо слабо связанных каналов. Средняя часть разреза имеет более покровное и маломощное распределение песчаных осадков с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Нижняя пачка отвечает связанному русловому комплексу, который тяготеет к хорошо выдержанному монолитному разрезу, преимущественно водонасыщенная, находится ниже водонефтяного контакта. Характерным для месторождения является разрез в районе скв. 223 (рис. 1).


Рис. 1. Разрез пласта в районе скв. 223

Геологическое строение пласта имеет следующие особенности: – средняя общая толщина составляет 107 м, средние эффективные нефтенасыщенная и газонасыщенная толщины – соответственно 15 и 12 м, расчлененность – 23;

– отсутствуют выдержанные глинистые прослои между газонасыщенной и нефтенасыщенной, нефтенасыщенной и водонасыщенной частями, в связи с этим запасы объекта в значительной степени контактные;

– начальное пластовое давление равно 7,8 МПа, давление насыщения соответствует пластовому, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 111 мПа∙с, вязкость воды в пластовых условиях – 1,1 мПа∙с.

В подобных условиях организация эффективной системы ППД является довольно сложной задачей. В рамках опытно-промышленных работ выделены две скважины для перевода в систему ППД (скв. 223 и 181) с целью тестирования эффективности заводнения в средней толще пласта (циклит В) ПК1–3.

При переводе скважин в категорию нагнетательных для уточнения эффективности заводнения решено провести специальные исследования межскважинного пространства с целью определения проницаемости и эффективной толщины, по которой происходит взаимодействие возмущающей и реагирующей скважин, для оценки профиля вытеснения и прогноза обводнения.

Методика специальных исследований межскважинного пространства

Для количественного анализа параметров межскважинного пространства использована новая технология – импульсно-кодовое гидропрослушивание. Основой ИКГ является создание в возмущающих скважинах периодического сигнала изменения давления путем периодического изменения режима их работы и использование при поиске отклика сигнала, приходящего к реагирующим скважинам, современного математического и вычислительного аппарата. Кроме того, предпочтительно применение высокочувствительных манометров для регистрации давления. В результате надежность алгоритма даже в условиях шумов сигнала значительно повышается и становится возможным проводить исследования без остановки реагирующих скважин.

Процесс мультискважинного ИКГ представляет собой комбинацию следующих этапов.

1. Проектирование изменения режимов работы возмущающих скважин (генераторов) на основе данных об исследуемом пласте.

2. Проведение полевых работ по установке глубинных датчиков давления и температуры в реагирующих и возмущающих скважинах, по возможности – дополнительно устьевых датчиков давления и температуры на всех скважинах и датчиков расхода на возмущающих скважинах.

3. Изменение режимов работы возмущающих скважин.

4. Подъем автономного измерительного оборудования.

5. Первичная обработка данных (синхронизация и фильтрация данных всех датчиков).

6. Выполнение импульсно-кодовой декомпозиции (ИКД) – процедуры разложения комплексного отклика давления по каждой реагирующей скважине на компоненты, каждая из которых коррелирует только с историей создания возмущений одной из скважин – генераторов сигнала.

7. Интерпретация результатов ИКД для каждого межскважинного интервала с получением параметров пласта.

В процессе планирования исследования задается уникальная по своему виду история изменений дебитов каждой скважины, что облегчает распознавание отклика от различных скважин. При интерпретации результатов ИКГ адаптируется N2 расчетных изменений давления в реагирующих скважинах на одиночное включение каждой возмущающей скважины.

Расчеты выполняются на основе решения уравнения пьезопроводности. При этом варьируются следующие параметры:

– скин-фактор Si каждой из i = 1,..., K скважин (i – индекс возмущающих скважин);

– гидропроводность σi в окрестности каждой из i = 1,..., K скважин;

– пьезопроводность χi в окрестности каждой из i = 1,..., K скважин;

– гидропроводность σij пласта в интервале между i-й и j-й скважинами (j – индекс реагирующих скважин);

– пьезопроводность χij пласта в интервале между i-й и j-й скважинами.

Гидропроводность и пьезопроводность – комплексные гидродинамические параметры, которые рассчитываются соответственно по формулам


где k – проницаемость пласта; h – эффективная толщина пласта; μ – вязкость фильтрующегося флюида; Ct – общая сжимаемость системы; φ– пористость пласта.

Пластовое давление в районе возмущающих скважин и их скин-фактор определяются при интерпретации изменения давления в этих скважинах, которое происходило при создании циклов ИКГ по технологии интерпретации результатов стандартных гидродинамических исследований скважин (ГДИС) [1]. Поскольку от пьезопроводности пласта зависит скорость изменения в нем давления, основой для определения давления при интерпретации данных ИКГ является время, за которое приходит отклик из- менения давления в реагирующие скважины с момента создания возмущения поля давления посредством изменения режимов работы нагнетательных скважин. При этом амплитуда приходящего сигнала позволяет оценить гидропроводность пласта [2].

Необходимо отметить, что текущее пластовое давление на контуре питания каждой скважины не участвует в адаптации и не влияет на информативность ИКГ. Это можно отнести к недостаткам метода, так как оценка пластового давления на контуре питания реагирующих скважин становится невозможной, а также к его преимуществам, поскольку благодаря нечувствительности метода ИКГ к изменениям пластового давления во время проведения исследования удается определить параметры пластов в межскважинных интервалах, несмотря на наличие интерференции с другими скважинами. При этом пластовое давление определяется в возмущающих скважинах при интерпретации в них изменения давления и расхода. Главными преимуществами ИКГ являются:

– устойчивость к неизвестным скважинам/группам скважин, влияющим на исследуемые скважины;

– высокая скорость обработки данных;

– независимость точности расчетов от числа скважин.

Результат исследований в виде комплексных параметров гидропроводности и пьезопроводности является уже важным, однако в зависимости от того, какая информация о межскважинном пространстве известна, можно определить два любых параметра из входящих в уравнения. Предположим, что на данном месторождении известны пористость и сжимаемость в исследуемых интервалах, поскольку пористость точно определяется методами ГИС и изменяется в не очень широком диапазоне, а сжимаемость определяется в первую очередь насыщением. Так как месторождение находится на начальном этапе разработки, насыщение в межскважинном пространстве можно считать начальным. Разделив σ на χ, получим гидродинамически связанную эффективную толщину коллектора в межскважинном пространстве, по которой распространяется давление, далее, исходя из гидропроводности, определим проницаемость пласта в межскважинном пространстве. Если отклик не прошел от возмущающей скважины к реагирующей, то можно считать установленным наличие непроницаемых разломов или зон выклинивания.

Внедрение ИКГ на Восточно-Мессояхском месторождении

Целями проведения ИКГ являлись подтверждение наличия гидродинамической связи между скважинами, определение интервальных гидропроводности и пьезопроводности в межскважинном пространстве, уточнение проницаемости межскважинного пространства и связанной эффективной толщины, а также оценка параметров пласта в районе возмущающих скважин. Исследования выполнены по двум соседним ячейкам:

1) с возмущающей нагнетательной скв. 223 и окружающими скважинами: нагнетательной скв. 181 и добывающими скв. 202, 247, 203, 224, 248;

2) с возмущающей нагнетательной скв. 181 и окружающими скважинами: нагнетательной скв. 223 и добывающими скв. 162, 202, 203.

Все скважины участка на момент исследований эксплуатировали пласт ПК1–3. Представление о текущем состоянии разработки дает карта изобар участка (рис. 2).


Рис. 2. Карта изобар анализируемого участка

Исследование методом мультискважинного ИКГ было проведено в августе-сентябре 2017 г. В каждой возмущающей скв. 223 и 181 было создано по четыре импульса изменения давления. Длительность полупериодов рассчитывалась на этапе дизайна исследования и составляла по 72 ч, причем импульсы в скв. 223 создавались с помощью остановки скважины, в скв. 181 – снижением расхода в 3 раза для обеспечения безаварийности работ в связи со значительными морозами в сентябре в рассматриваемом регионе. Приемистость скважин в циклах максимальной закачки составила в среднем 110 м3/сут.

Регистрация давления в нагнетательных скважинах осуществлялась с помощью высокоточных кварцевых манометров zPas-20M с разрешающей способностью 20 Па (0,000204 атм), реагирующие скважины эксплуатировались насосным способом. Чтобы не глушить скважину и не создавать условий для кольматации призабойной зоны было решено не проводить спускоподъемные операции в добывающих скважинах и регистрировать давление с применением встроенных датчиков телеметрии насосов. Для примера на рис. 3, 4 приведены результаты измерений давления в некоторых реагирующих скважинах и обработки данных с помощью алгоритма ИКД.


Рис. 3. Результаты ИКД блока исследований скв. 223:
1 – результаты измерения давления; 2 – давление после фильтрации данных; 3 – кривая отклика давления на возмущения после ИКД


Рис. 4. Результаты ИКД блока исследований скв. 181:
1 – 3 – то же, что на рис. 3

Полученные в реагирующих скважинах кривые давления были подвергнуты вейвлет-фильтрации, детрендированию и ИКД. Скв. 203 простаивала во время создания возмущения скв. 181, поэтому для нее не требовалось проведения вейвлет-фильтрации. Можно констатировать, что модуль ИКД программного комплекса Polygon успешно распознал полезный сигнал во всех реагирующих скважинах, кроме интервала межу скв. 181–223, когда во время проведения возмущения происходили частные запуски и остановки нагнетательной скважины. Результаты интерпретации результатов ИКГ приведены в табл. 1. Данные интерпретации односкважинных исследований в возмущающих скважинах с применением стандартных алгоритмов ГДИС представлены в табл. 2.

Таблица 1


Таблица 2


На основе полученных значений гидропроводности и пьезопроводности можно оценить проницаемость и связанную эффективную толщину межскважинного пространства. По результатам промыслово-геофизических исследований пласт принимает закачиваемую воду в интервале нефтенасыщенных коллекторов. Если на основе этого предположить, что импульс возмущения давления распространяется главным образом по нефтенасыщенной толщине и использовать в расчетах вязкость нефти, сжимаемость нефти и связанной воды, то получим значения проницаемости и связанной толщины в межскважинном пространстве, приведенные в табл. 1.

Интересно сопоставить проницаемость и связанную толщину в межскважинных интервалах скв. 223–202, 202–181 и 223–181. Видно, что из-за высокой неоднородности пласта параметры отличаются даже по соседним интервалам, причем скважины, расположенные друг от друга на большем расстоянии, связаны между собой по более тонкому, но более проницаемому пласту, а более близкорасположенные скважины – по большему числу прослоев, но меньшей проницаемости. Данный результат хорошо согласуется с имеющимися представлениями о разрезе пласта (рис. 5). Площадное распределение связанных толщин и проницаемости пласта представлено на рис. 6.


Рис. 5. Разрез по линии скв. 247–223–202–181–162


Рис. 6. Карта проницаемости и связанной эффективной толщины межскважинного пространства, определенных на основе гидропроводности и пьезопроводности, полученных по результатам ИКГ

Выводы

1. По результатам исследования по большинству интервалов успешно определены отклики давления на возмущения, созданные в нагнетательных скважинах. Несмотря на то, что запись забойного давления проводится датчиками телеметрии и разрешающая способность датчиков ТМС значительно ниже разрешающей способности автономных манометров, применение ИКД позволило выявить информативный сигнал ГДП.

2. В целом наблюдается соответствие гидропроводности результатам односкваженных ГДИС, это свидетельствует о том, что связанные эффективные толщины в межскважинном пространстве соответствуют эффективным толщинам, дренируемым каждой скважиной.

3. Вытеснение происходит преимущественно по нефтенасыщенной толщине, при нагнетании в текущем режиме не прогнозируется опережающих прорывов воды по тонким высокопроницаемым прослоям. Рекомендуется расширить систему ППД.

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. – М. – Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, 2011. – 896 с.

2. Верификация остаточных запасов методом мульти-скважинного импульсно-кодового гидропрослушивания / В. Кричевский, Р. Фарахова, В. Таипова [и др.] // SPE 187927. – 2017.

Возврат к списку