Гидродинамический мониторинг как ключевой элемент эффективной разработки на примере месторождения бадра

14.11.2016
Источник: Журнал «PROнефть»

Иракское месторождение Бадра расположено в тектонически активном районе предгорья Загрос и характеризуется сложным геологическим строением с высокой изменчивостью коллекторских свойств карбонатных пластов. Добывающие скважины вскрывают до пяти продуктивных пластов в интервале глубин 4400–4850 м. Проницаемость пластов по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС) изменяется в пределах (3—15)⋅10-3 мкм2, по данным керна — (1—250)⋅10-3 мкм2, нефтенасыщенные толщины достигают 120 м.

Особенности месторождения обусловили необходимость разработки специальной программы гидродинамических и потокометрических исследований скважин как на стадии разведки с целью составления надежной петрофизической и фильтрационной моделей залежи, так и на стадии эксплуатации месторождения для оптимизации стимуляции скважин при освоении, выполнении мониторинга и регулирования системы разработки залежи.

Программа проведения работ в разведочных скважинах

Продуктивные пласты формации Мауддуд как единого объекта разработки месторождения Бадра характеризуются значительной неоднородностью по разрезу. С учетом того, что получение притока при освоении скважин без кислотных обработок маловероятно для большинства прослоев, проектирование освоения и тестирование скважин выполнялись поинтервальным способом с целью достоверного изучения параметров каждого прослоя, характера притока и свойств флюида. Поинтервальное освоение и испытание разведочных скважин осуществлялись с использованием компоновки временного заканчивания скважин (DST) по следующей методике:

— спуск компоновки DST с перфораторами на трубах и автономными термоманометрами;

— перфорация и закачка кислоты в объект испытания с применением многоступенчатых кислотных систем и потокоотклонителей (дайверторов) кислоты для выравнивания профилей приемистости;

— очистка скважины от продуктов реакции и испытание на различных штуцерах с последующей регистрацией кривой восстановления давления (КВД);

— извлечение временной компоновки, изоляция объекта пробкой и повторение процедуры для вышележащего интервала.

По окончании испытания последнего объекта установленные цементные пробки разбуривались, спускалась финальная компоновка заканчивания с установкой перманентных пакеров. Проводилась заключительная солянокислотная обработка (СКО) всех испытанных объектов с последующей очисткой скважин и записью забойных расхода, давления и температуры прибором PLT. Полученные данные позволили определить поинтервальные фильтрационно-емкостные своства (ФЕС) пласта, интервалы притока при совместной и раздельной работе, пластовые и забойные давления при различных режимах эксплуатации скважин.

На стадии разведки месторождения в 2010–2014 гг. наряду с 3D сейсморазведкой, геофизическими исследованиями скважин (ГИС), анализом керна и флюидов был выполнен комплекс гидродинамических (ГДИ) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований двух разведочных скважин, в которых селективно освоены и исследованы 3–6 интервалов формаций Мауддуд, Румэйла и Мишриф.

Рассмотрим результаты ГДИ на примере одной из разведочных скважин. При исследовании использовалась технология регистрации кривой стабилизации и восстановления забойного давления с помощью глубинного манометра компоновки DST. Количественная интерпретация материалов записей датчиков давления совместно с данными об изменении дебита скважины выполнялась с применением программного комплекса Saphir компании Kappa Engineering. На рис.1 представлены результаты ГДИ нижнего и верхнего объектов формации Мауддуд.

Результаты интерпретации данных ГДИ подтвердили прогноз по ГИС: проницаемость верхнего объекта — 3,9⋅10-3 мкм2, проводимость 140⋅10-3 мкм2⋅м, скин-фактор — −3,8, при этом средний дебит составил 830 м3/сут при депрессии 20 МПа, проницаемость нижнего объекта — 0,8⋅10-3 мкм2, проводимость 8,5⋅10-3 мкм2⋅м, скин-фактор — −4,5, средний дебит — 170 м3/сут при депрессии 30 МПа.

Следующим этапом исследований стало совместное испытание двух пластов с проведением повторной СКО и комплекса ПГИ. Полученные результаты позволили определить интегральные параметры многопластовой системы: средняя проницаемость двух пластов — 3,5⋅10-3 мкм2, проводимость — 160,1⋅10-3 мкм2⋅м, скин-фактор — −4,5, дебит — 1170 м3/сут при депрессии 20 МПа. Высокое пластовое давление (около 50 МПа) обеспечивало депрессию около 20 МПа без снижения давления на забое ниже давления насыщения. Высокий дебит свидетельствует о высокой информативности стандартных методов оценки притока — состава (в том числе механической расходометрии). Планшет с результатами интерпретации данных ПГИ приведен на рис. 2.

Рис. 1. Динамика дебита и давления, а также давления в логарифмических координатах а, б — пласт соответственно нижний и верхний

Расходометрия и термометрия в рассматриваемом примере дополняют друг друга. Выше пласта 2 (см. рис. 2) дебит настолько велик, что градиент температуры между пластами близок к нулю. В этой области термометрия (см. рис. 2, окно VI) не информативна для оценки дебита, но эффективен расходомер (см. рис. 2, окна IX-XI). В пределах пластов 6 и 7 скорость потока в стволе настолько мала, что не фиксируется расходомером, но может быть оценена по результатам термометрии. Результаты количественной оценки дебита по комплексу методов представлены в окнах VI и XII на рис. 2.

Результаты стимуляции скважин после их освоения

У всех прослоев как рассмотренной, так и других скважин достигнуты значительные отрицательные значения скин-фактора, варьирующиеся от −3,8 до −5,5, что позволяет достигать больших коэффициентов продуктивности скважин, несмотря на сравнительно невысокие фильтрационные параметры пластов.

Эффективность стимуляции скважин солянокислотными составами с потокоотклоняющими агентами обусловлена прежде всего высокими давлениями (до 52 МПа на устье), близкими к давлению гидроразрыва пласта (95–100 МПа), расходом (9–15 баррелей/мин) и объемом закачки 15%-ной соляной кислоты (3,5–5 м3/м толщины). Характерных признаков кислотного гидроразрыва пласта уверенно не выявлено, однако такие режимы обработки способствуют образованию неоднородных каналов растворения, уходящих в глубь пласта до 150 м.

Рис. 2. Планшет с результатами интерпретации данных ПГИ: I — колонка глубин; II — вскрытые совместно пласты; III — конструкция скважины со схемой движения флюида по стволу; IV — диаграмма гамма-метода (ГМ); V — диаграмма локатора муфт (ЛМ); VI — диаграмма термометрии (TG — условная геотермограмма; А, В, С — интервалы вне работающих пластов, выбранные для оценки дебитов по результатам термометрии); VII, VIII — плотность заполнителя ствола соответственно в действующей и остановленной скважине по барометрии; IX, X — скорость потока соответственно в действующей и остановленной скважине по расходометрии; XI, XII — распределение дебитов по объектам по расходометрии;

Особенностями продуктивных пластов месторождения Бадра являются большой этаж нефтеносности (до 450 м) и ухудшение проницаемости от центра формации к кровле и подошве. В связи с этим первый опыт одновременно с освоением кислотной обработки продуктивного пласта в скважине, законченной открытым стволом со щелевым хвостовиком, показал ее низкую эффективность по разрезу. Последующая глубинная расходометрия позволила определить причины, а также на основе моделирования СКО в программе StimPro понять механизм проникновения кислоты по разрезу и глубине пласта. Основным недостатком такой обработки является то, что закачиваемая кислота реагирует только с верхней частью пласта, не достигая нижней даже при увеличении ее объемов. Несмотря на применение потокоотклонителей, кислота поступает преимущественно только в верхнюю часть, в которой скин-фактор снизился в первую очередь. При проведении последующих СКО подобный опыт был учтен и применены интервальные кислотные ванны с использованием гибкой НКТ, устанавливаемые преимущественно в нижней части пласта для выравнивания профиля поглощения. Далее проводилась полномасштабная многостадийная СКО 15%-ной HCl удельным объемом 5 м3/м перфорации. Подобный подход позволил повысить продуктивность скважин после освоения. После ввода скважины в эксплуатацию выполнялась забойная расходометрия прибором PLT в динамических и статическом режимах для определения поинтервальных характеристик. Результаты показали улучшение качества обработки и близость к результатам, полученным при селективных операциях. В настоящее время таким способом обработаны три добывающие скважины, значения скин-фактора по пластам составляют 4,2–4,7, плановые дебиты превышены на 10–15 % и равны 8–12 тыс. баррелей/сут.

Стремясь улучшить полученные результаты, не увеличивая стоимости и времени освоения, и получить высокую степень выработки запасов пластов на разных участках месторождения Бадра, специалисты провели анализ технологий, доступных на рынке Ирака, для поинтервальных СКО с применением компоновки, предназначенной для заканчивания скважины. Запланировано использование двухпакерной установки для временной изоляции обрабатываемого интервала. Преимущество подобной системы состоит в том, что каждый интервал обрабатывается кислотой независимо от приемистости других интервалов, и все интервалы могут быть последовательно обработаны за одну спускоподъемную операцию, что экономит время работы бурового станка, используемого для спуска двухпакерной установки.

Комплекс исследований в добывающих скважинах

Поскольку первичная информация о поинтервальных обработках продуктивных пластов была получена в разведочных скважинах и определены основные продуктивные пласты-интервалы, из-за высокой продолжительности и стоимости поинтервальных испытаний продуктивные пласты в добывающих скважинах исследуются как один объект после спуска компоновки для заканчивания скважины. Таким образом, по всем новым и ежегодно действующим скважинам запланирован комплекс исследований, который включает одновременное выполнение ГДИ и ПГИ за одну спускоподъемную операцию. При этом время исследований сокращается с 8,5 до 1,5 сут без снижения качества исследований. Схема исследований скважины приведена на рис. 3.

Рис. 3. Результаты проведения комплекса ГДИ и ПГИ в добывающих скважинах(КВД — кривая восстановления давления)

Мониторинг разработки и прогнозирование показателей эксплуатации скважин

Промыслово-геофизический мониторинг как добывающих, так и разведочных скважин позволяет выполнять точный прогноз добычи по каждой скважине. Промыслово-геофизический контроль разработки дает возможность контролировать энергетическое состояние пласта, выявлять наличие интерференции скважин, оценивать динамику скин-фактора и др. Подобная информация является также базовой для подбора оптимальных технологических параметров эксплуатации скважин и планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Поскольку скважины месторождения Бадра эксплуатируются фонтанным способом, тестирование их на различных режимах позволило настроить модель течения в стволе жидкости и пересчитать устьевые давления в забойные в достаточном для промыслового использования диапазоне скоростей течения и забойных давлений. Повторные исследования, выполненные в скважинах через год после начала эксплуатации, показали расхождение рассчитанных и измеренных значений забойного давления менее 1,5 %.

В скважинах, которые вводились в эксплуатацию в 2015 г., был выполнен повторный комплекс ГДИ и ПГИ, что позволило оценить изменение пластового давления и скин-фактора. Наглядной иллюстрацией надежности прогнозов на основе таких детальных исследований, несмотря на наличие неопределенности свойств удаленных зон пластов, может служить сравнение прогнозных и фактических показателей работы скважин (рис. 4), введенных в эксплуатацию более года назад, штуцеры и режимы которых не менялись, кроме кратковременных остановок на регламентные работы. Отклонение дебитов и забойных давлений не превышает ± 3 %.

Рис. 4. Сопоставление прогнозного дебита на 2015 г. с фактическим по скв. БД5 (а) и БД4 (б) (Р10, Р50, Р90 — сценарии разработки)

Заключение

Таким образом, на основе детальных исследований, выполненных в разведочных скважинах, предложен оптимальный комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований добывающих скважин месторождения Бадра, который наряду с постоянным мониторингом параметров работы скважин позволяет:

— получить достоверные данные для проектирования ГТМ в скважинах;

— выполнить оценку эффективности первоначальных и повторных СКО каждого интервала пласта;

— постоянно поддерживать высокую эффективность гидродинамической модели;

— выполнить надежное прогнозирование показателей эксплуатации скважин при планировании добычи месторождения, включая оценку оптимальных технологических режимов их работы.


Авторы статьи:  С.И. Мельников, Д.Н. Гуляев, А.А. Бородкин (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)), Н.А. Шевко, Р.А. Хузин (Gazpromneft-Badra B.V.)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку