Комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований на примере нефтегазоконденсатного месторождения ПАО «Газпром нефть»

Д.Ю. Баженов, А.А. Артамонов, А.Н. Шорохов (ООО «Газпромнефть – Ямал»), И.В. Перевозкин, А.А. Ридель, А.А. Колесникова, Д.А. Листойкин, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Основные запасы нефти рассматриваемого в статье нефтегазокондестаного месторождения сосредоточены в нефтяных оторочках нижнемеловых и юрских отложений. Классическим подходом к их освоению является бурение длинных горизонтальных скважин вследствие необходимости создания небольших депрессий в добывающих скважинах. При этом, как правило, разработка нефтяных оторочек осложнена прорывами «языков» газа из газовых шапок и воды из законтурной области.

Одними из методов получения информации о работе скважины являются методы гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований скважин. Длительный эффект влияния ствола скважины, обусловленный длиной горизонтальных участков 1000 м и более, при проведении ГДИС перекрывает режимы течения, позволяющие достоверно определить работающую длину горизонтального ствола, механический скин-фактор и вертикальную проницаемость [1]. При этом наиболее достоверно определяются горизонтальная проницаемость и интегральный скин-фактор.

В статье предложен алгоритм оценки диапазона неопределенностей взаимовлияющих параметров, устанавливаемых по данным ГДИС с низкой степенью достоверности. Показано, как комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований позволяет значительно сузить данный диапазон, оценить правильность выбора оптимальных подходов к разработке объекта и применяемых технических жидкостей.

Гидродинамические исследования горизонтальных скважин

Классическая структура фильтрационных потоков к стволу горизонтальной скважины (ГС) представлена тремя режимами течения: ранним радиальным в вертикальной плоскости, линейным и псевдорадиальным (рис. 1).

Рис. 1. Диагностический график изменения перепада давления Δp во времени T в логарифмических координатах: m1, m2 — наклоны прямолинейных участков; τ1, τ2 — время окончания соответственно вертикального радиального и линейного режима течения

Алгоритм интерпретации выглядит следующим образом [2].

1. Определяются латеральная проницаемость kh и интегральный скин-фактор S при режиме псевдорадиального течения

q — дебит, м3/сут; B — объемный коэффициент, м33; μ — вязкость флюида, мПа·с; m2 — наклон прямолинейного участка на кривой зависимости забойного давления от натурального логарифма времени; h — продуктивная толщина пласта, м; pi — начальное пластовое давление, 10-1 МПа; pt=1 — отрезок, отсекаемый прямолинейным участком на полулогарифмическом графике при T = 1 ч, 10-1 МПа; Ф — пористость, д.ед.; ct — общая сжимаемость системы, 10-1 МПа; rc — радиус скважины, м.

Величина pt=1 определяется в момент времени 1 ч по экстраполированной линии с тангенсом угла наклона прямолинейного учатска m2 в логарифмических координатах.

2. По линейному режиму течения и при известной латеральной проницаемости определяется эффективная длина скважины

По данному режиму дополнительно определяется механический скин-фактор при известной длине ГС и интегральном скин-факторе

3. По режиму раннего радиального течения подтверждается механический скин-фактор и определяется вертикальная проницаемость

Искажающими факторами, которые не позволяют диагностировать данную систему потоков полностью или частично, кроме геологических, могут являться недостаточные технические характеристики измерительного оборудования (чувствительность датчиков телеметрических систем в основном составляет не более 0,01 МПа), длительный эффект влияния ствола скважины (ВСС), перекрывающий потоки (закрытие скважины осуществляется на устье, объем сжимаемого флюида очень большой). На фоне ввода в разработку насыщенных залежей (нефтяных оторочек) эффект ВСС кратно вносит существенную неопределенность в истинную модель фильтрации потоков к скважине.

Даже на первый взгляд «классический» билогарифмический график (диагностируются все фильтрационные потоки) искажен данными эффектами, что приводит к неопределенности оцениваемых параметров. При этом наиболее однозначно (с высокой степенью достоверности) рассчитываются параметры kh и S, параметры Lэфф, kv, Sмех могут изменяться в определенном диапазоне (средняя степень достоверности).

При отсутствии начальных фильтрационных потоков (ранний радиальный и линейный режимы течения) неопределенность в модели фильтрации существенно возрастает. В данном случае однозначно определяются kh и S (если данная часть кривой не искажена граничными условиями), параметры Lэфф, kv, Sмех определяются условно в достаточно большом вероятностном диапазоне (низкая степень достоверности).

Для количественной оценки диапазона изменения данных параметров была выполнена серия расчетов. При интерпретации результатов исследования в качестве граничных условий взаимовлияющих параметров были приняты следующие: kv/kh≤1; Sмех≥0; Lэфф ГДИС ≤ Lэфф ГИС.

Интерпретация проводилась по следующему алгоритму.

1. При заданном диапазоне вероятностных значений коэффициента анизотропии kv/kh достигаем хорошего совмещения давления p и его производной p'. Оцениваем Sмех и минимально возможную работающую длину ствола скважины Lmin.

2. Сравниваем различные варианты изменения анизотропии пласта и работающей длины скважины, считая, что механический скин-фактор не может быть отрицательным. Один из вариантов каждой интерпретации Sмех=0.

3. Для каждого значения коэффициента анизотропии достигаем хорошего совмещения p и p' при максимально возможных рабочих длинах ствола скважины Lmax. Оцениваем величину механического скин-фактора. Длина ствола при интерпретации последовательно уменьшается от фактической эффективной до значения, при котором получаем приемлемое совмещение модельных и фактических диагностических кривых.

4. Для каждого значения анизотропии принимаем длину ствола равной длине проходки. В большинстве случаев нет приемлемого совмещения одновременно для p и p'. Оцениваем максимально возможный механический скин-фактор в предположении, что работает весь ствол скважины.

При выходе скважины на псевдорадиальный режим течения проницаемость рассчитывается с высокой степенью достоверности. Искажающим фактором проявления псевдорадиального режима могут быть граничные условия (влияние газовой шапки, интерференция скважин либо недостаточная продолжительность исследования), в данном случае рассчитывается диапазон вероятностного изменения проницаемости.

В результате использования данного алгоритма получен возможный диапазон изменения взаимовлияющих параметров (kv/kh, Sмех, Lэфф), рассчитанных при интерпретации данных ГДИС (см. таблицу). Одним из путей снижения диапазона неопределенностей является проведение промыслово-геофизических исследований с целью определения работающей длины горизонтального ствола.

Номер скважины Пласт Дата исследования Интервал вероятностного изменения kh, 10-3 мкм3 Sмех/Sмех при Lгдис=Lэфф Рассчитанный диапазон L, м
1* Ю2-6 10.08.15 г. 5,5 – 7,5 0 – 2,1/
3,1 – 3,7
0 – 2,1/
3,3 – 3,9
60 – 130 (множество равновероятностных
решений в рамках данного диапазона)
1* Ю2-6 29.09.15 г. 4,5 – 5,5
2* НП4 06.10.13 г. 34 – 40 0 – 0,9/
0,0 – 1,1
0 – 0,5/
0,0 – 0,7
0 – 0,6/
0,4 – 1,16

423 – 845 (большой разбег за счет чувствительности измерительного оборудования)
2* НП4 08.01.14 г.
2* НП4 18.10.14 г. 28 – 34
2* НП4 27.05.15 г. 28 – 32
3* НП2-3 19.10.14 г. 0 – 3,8/
1,0 – 4,5
20 – 100 (множество равновероятностных решений, так как ранний радиальный и линейный потоки отсутствуют)
3* НП2-3 21.01.15 г. 1,5 – 3,2

*Номера скважин у словные.

ПГИ горизонтальных скважин и результаты их комплексирования с ГДИС

В условиях горизонтального ствола применение стандартной аппаратуры, где каждый метод представлен одним датчиком, не позволяет однозначно решить задачи контроля притока и приводит к ошибкам интерпретации [3].

Для успешного выполнения исследований был применен специализированный аппаратурный комплекс с распределенными по сечению ствола датчиками диэлектрической проницаемости (влагомерами) типа «Сова-С9-ВЛ-6», «КарСарГоризонт» в комплексе со спектральной шумометрией (SNL). Это позволило выделить работающие толщины и получить более достоверную информацию об эффективной длине горизонтального ствола с оценкой состава притока из конкретных интервалов. Основное преимущество спектральной шумометрии заключается в возможности регистрации волновой картины акустической эмиссии и анализа акустических шумов в широком спектре частот. Анализ спектра получаемого сигнала позволяет видеть средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора, что дает возможность выделять и оценивать на фоне низкочастотных помех, связанных с движением флюида в стволе скважины, работающие толщины пласта. Кроме того, в ряде скважин с высокой долей газа в продукции результаты термометрии показали высокую информативность, что позволило диагностировать локальные прорывы газа в ствол скважины [3, 4].

Следует отметить, что использовались современные средства доставки (скважинный трактор), обеспечивающие применение практически любых скважинных геофизических сборок, получение информации в режиме реального времени. По результатам проведенных исследований скважин, оборудованных фильтром до глубины 1500 м, скважинный трактор зарекомендовал себя положительно, а в скважинах, оборудованных хвостовиками для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), при доставке аппаратурного комплекса с помощью скважинного трактора возникали проблемы с непрохождением к забою. Как показали результаты, для повышения эффективности проведения ПГИ в скважинах с МГРП необходимо использовать в качестве доставки гибкую НКТ [5].

В настоящее время ПГИ выполнены в девяти скважинах. Впервые в компании ПГИ проведены на тракторе в скважине с МГРП с длиной горизонтального участка 1000 м. В этих условиях термометрия показала высокую информативность, удалось диагностировать притоки из каждой пройденной муфты, а также определить порт, который обеспечивает основную долю притока газа. Геологический разрез по текущей модели подтвердил наличие незначительной глинистой перемычки между горизонтальным стволом и газонасыщенным коллектором в районе данного порта. Приток из портов успешно диагностировался по локальным аномалиям при замерах, выполненных в режиме фонтанирования.

В большинстве случаев результаты интерпретации данных ПГИ подтвердили прогнозные профили притока, полученные на действующих геолого-гидродинамических моделях. Интенсивность притока по спектральной шумометрии тесно коррелируется с фильтрационно-емкостными свойствами, интерпретированными по результатам ГИС.

В первую очередь ПГИ проводились в скважинах, по которым имелись данные интерпретации материалов ГДИС, для возможности их последующего комплексирования. Алгоритм снижения диапазона неопределенностей параметров, рассчитанных при интерпретации результатов ГДИС, приведен на рис. 2, пример результатов комплексирования данных ГДИС и ПГИ — на рис. 3.

Рис. 2. Блок-схема алгоритма оценки неопределенностей параметров, определяемых по данным ГДИС

Комплексный анализ показал, что эффективная работающая длина, определенная по результатам ПГИ, в среднем в 2,5–3 раза превышает определенную по данным ГДИС (при максимально возможном хорошем совмещении диагностических кривых). Уточнение работающей длины позволило существенно сузить диапазон неопределенности рассчитываемого Sмех и при отсутствии псевдорадиального режима kh.

Рис. 3. Пример результатов комплексирования данных интерпретации результатов ГДИС и ПГИ

Полученные результаты дают возможность повысить эффективность эксплуатации нефтегазовых месторождений и оптимизировать процессы разработки. Методы ГДИС и ПГИ на данном этапе изученности месторождения необходимо рассматривать не только как инструмент контроля разработки, но и как метод доразведки месторождения и получения дополнительной информации для оценки добычных характеристик и прогноза степени выработки запасов пластов.

Выводы

1. Длительный эффект влияния ствола скважины, обусловленный длиной горизонтальных участков 1000 м и более, при проведении ГДИС перекрывает режимы течения, позволяющие достоверно определить такие важные параметры, как работающая длина горизонтального ствола, механический скин-фактор и вертикальная проницаемость (анизотропия пласта).

2. Предложенный алгоритм дает возможность оценить диапазон неопределенностей взаимовлияющих параметров, определяемых по результатам ГДИС с низкой степенью достоверности.

3. Эффективная работающая длина, определенная по результатам ПГИ, в среднем в 2,5–3 раза превышает определенную по данным ГДИС при максимально возможном хорошем совмещении кривых.

4. Комплексный подход к проведению гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважины позволяет снизить диапазоны неопределенности определяемых параметров и принять правильные решения по выбору оптимальных подходов к разработке объекта.

Список литературы

1. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных/Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Мангазеев. — Томск: ЦППС НД ТПУ, 2009. — 242 с.

2. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин. — М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. — 512 с.

3. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке / А.А.Колесникова, М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2016. — № 8. — С. 84–88.

4. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов/А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Д.Н. Гуляев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 9. — С. 68–72.

5. Валиуллин Р.А., Яруллин Р.К. Особенности геофизических исследований действующих горизонтальных скважин//Вестник Академии наук Республики Башкортостан. — 2014. — Т. 19. — № 1. — C. 21–28.

Возврат к списку