СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Область техники.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, к области исследования скважин - измерение гидродинамических параметров продуктивных пластов в поисково-оценочных и разведочных скважинах (коэффициенты проницаемости, проводимости и продуктивности) современными приборами ГДК-ОПК (гидродинамический каротаж и опробование пластов на кабеле) в открытом стволе скважин.

Уровень техники.

В соответствии с действующей с 01.01.2016 года классификаций запасов и ресурсов нефти и горючих газов (Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 №477) и на основании «Методических рекомендаций по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» (Распоряжение Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.02.2016 г. №3-р) для отнесения залежей углеводородов к категориям «разведанные» или «подготовленные к разработке» кроме детального изучения геологического строения, литолого-петрографических, фильтрационно-емкостных свойств пород и определение физико-химических свойств пластовых флюидов, необходимо получение промышленных дебитов нефти и газа, гидродинамических и промысловых характеристик продуктивного пласта непосредственно при испытании в колонне. При этом качество полученных данных должно соответствовать требованиям «Временных методических рекомендаций по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» утвержденных распоряжением №12-р от 18.05.2016 г. Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации.

Согласно указанным нормативным актам для определения гидродинамических параметров продуктивного пласта необходимо провести следующие работы; в пробуренную скважину спустить и зацементировать эксплуатационную колонну, выполнить перфорацию колонны напротив продуктивного интервала пласта, вызвать приток из скважины и получить дебит нефти или газа на поверхности, после отработки и очистки скважины выполнить исследования методами установившихся и неустановившихся отборов.

Метод установившихся отборов заключается в отработке скважин на различных установившихся режимах и последующем построении, и обработке индикаторных диаграмм (ИД). Индикаторные диаграммы представляют собой зависимость, характеризующую изменение дебита скважины в зависимости от депрессии на пласт, угловой коэффициент которой есть коэффициент продуктивности испытанного интервала [1. «Испытание скважин в процессе бурения», Н.Ф. Рязанцев, Н.В. Беляев, Г.М. Домащенко, 2004 г., издательство «Физматкнига», г. Долгопрудный Московской обл.; 2. «Инжиниринг газовых резервуаров» Дж. Ли, Р.А. Ваттенбергер, серия «Нефтегазовый инжениринг», ПАО «Газпром нефть», 2014 г.; 3. «Современные методы гидродинамических исследований скважин» М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянков, 210 г., издательство «Инфра - Инженерия», Москва.].

Метод неустановившихся отборов заключается в регистрации и интерпретации кривой восстановления давления (КВД). Интерпретация КВД основывается на законе Дарси, который в радиальной форме записывается формулой Дюпюи

где

Q - дебит скважины;

К_пр - проницаемость;

Н - эффективная толщина пласта;

Р_пл - пластовое давление;

Р_с - забойное давление;

R_к - радиус контура питания;

r_c - радиус скважины;

S - скин-фактор.

Скин-фактор учитывает уменьшение дебита скважины за счет снижения проницаемости в призабойной зоне из-за закупорки пласта мелкодисперсными частицами, условий заканчивания скважины и др. В данном примере формула Дюпюи представлена в ее наиболее простой форме при идеальном процессе восстановления давления. Для интерпретации используются различные методики, учитывающие влияния разных факторов на отклонения КВД от идеальной. Влияние может оказывать продолжающийся приток флюида в скважину после ее остановки, выделения растворенного газа из нефти в случае падения давления ниже давления насыщения и др. Тем не менее, для количественной интерпретации КВД необходимо чтобы работающая скважины вышла на радиальный режим притока пластового флюида из пласта.

По результатам исследований получают такие параметры как; проницаемость продуктивного пласта, продуктивность скважины, гидропроводность, свободный дебит скважины.

Недостатками описанных методов при испытании обсаженной скважины в колонне являются значительные временные и финансовые затраты. Так для условий шельфа Арктики и северных морей за короткий навигационный период, два - три месяца, в поисково-оценочных и разведочных скважинах не удается испытать за один сезон все потенциально продуктивные или продуктивные пласты, особенно если месторождение многопластовое. Строительство скважины в течение двух сезонов в целом значительно увеличивает сроки геологоразведочные работы и, как следствие, сроки подготовки месторождения к промышленной разработке, увеличивает финансовые затраты.

Также к недостаткам можно отнести то, что исследованиями охвачен только интервал перфорации скважины, остальная часть продуктивного пласта, вскрытая бурением, остается не изученной. Кроме того, следует отметить экологический аспект. Так, например, при отработке высоко продуктивных пластов на стационарных режимах, с дебитами газа до миллиона кубометров в сутки сжигается значительный объем природного газа и газового конденсата.

Если ранее, приборами ОПК прошлого поколения, замерялись только пластовое давления и отбирались пробы пластовых флюидов в заданной точке, то настоящее поколение приборов дополнительно позволяет отслеживать различные параметры откачиваемого пластового флюида в режиме онлайн на поверхности, изменять депрессию на пласт, записывать КВД. Что позволило найти им более широкое применение, чем просто замер пластового давления и отбор пробы «в слепую», состав которой можно было узнать только на поверхности, после ее поднятия [«Основы испытания пластов» ОАО «НК Роснефть», 2012 г., серия «Библиотека нефтяного инжиниринга» Ижевский полиграфический комбинат, г. Ижевск].

Современные приборы ГДК-ОПК представлены достаточно широкой линейкой их разновидностей. Измерения можно выполнять как на кабеле, так и на трубах, в том числе, во время бурения скважины. Наиболее простым вариантом является прижимной зонд, разработана его разновидность с возможностью откачки пластового флюида через экранирующею линию отбора, что уменьшает влияние скважинного пространства и ускоряет очистку призабойной зоны от фильтрата бурового раствора, двухпакерный вариант прибора и прибор, представляющий собой пакерующийся элемент с четырьмя эллиптическими портами для откачки пластового флюида по диаметру вокруг ствола скважины (радиальный зонд).

Для разных приборов были определены оптимальные горно-геологические условия, при которых наиболее эффективно можно их использовать.

Наличие современных приборов позволило разработать способ (методику) определения гидродинамических параметров продуктивных пластов с помощью приборов ОПК (опробователи пластов на кабеле) и сократить количество испытаний скважин в обсаженном стволе, после проведения перфорации, с сжиганием или выпуском продукции в атмосферу.

Раскрытие сущности изобретения.

Задачей, на выполнение которой направлено заявляемое техническое решение, является повышение эффективности и оптимизации геологоразведочных работ за счет определения гидродинамических параметров продуктивных нефтяных или газовых пластов с помощью приборов ГДК-ОПК, а также по данным ГИС (геофизического исследования скважин), особенно в условиях шельфа Арктических и северных морей.

По действующим инструктивным документам для постановки на Государственный баланс запасов углеводородов промышленных категорий необходимо проведение испытания поисково-оценочных и разведочных скважин в колонне, методом вызова притока и получения дебита продукта на поверхности. Представленный способ оценки гидродинамический параметров продуктивного пласта по ГДК-ОПК позволит сократить количество испытаний в колонне и в итоге время на проведения геологоразведочных работ.

Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в определения гидродинамических параметров продуктивных нефтяных или газовых пластов с помощью приборов ГДК-ОПК в открытом стволе, без спуска колонны, перфорации и испытания скважины в обсаженном стволе с получением притока пластового флюида на поверхности.

Для проведения предложенного способа определения гидродинамических параметров продуктивных нефтяных или газовых пластов с помощью приборов ГДК-ОПК в открытом стволе необходимо при бурении скважины запланировать проведение таких исследований, иметь приборы ГДК-ОПК, соответствующие ожидаемым горно-геологическим условиям. Выбор прибора основывается на его технических характеристиках и рекомендациях производителя.

Планирование проведение работ ГДК-ОПК осуществляется по данным оперативной интерпретации методов ГИС. По данным ГИС также представляется кривая абсолютной проницаемости (Кпр(ГИС)) откалиброванная по данным керна. По этим данным оценивается макронеоднородность пласта, тип коллекторов, весь продуктивный разрез разбивается по классам проницаемости (табл. 1):

- 1 класс - более 1000 мД (миллидарси);

- 2 класс - 100 мД - 1000 мД;

- 3 класс - 10 мД - 100 мД;

- 4 класс - 1 мД - 10 мД;

- 5 класс - менее 1 мД.

По этим данным оценивается необходимый объем работ ГДК-ОПК.

Типы коллекторов:

- монолитный - коэффициент песчанистости (Кпес) больше 0,5 (Кпес=ΣНэф/Нобщ); где Нэф - эффективная толщина пропластка;

Нобщ - общая толщина пласта;

- расчлененный - Кпес=0,2-0,5;

- неоднородный - Кпес меньше 0,2.

В типе неоднородный выделяется подтип тонкослоистый, который характеризуется переслаиванием коллекторов и неколлекторов толщиной менее одного метра, часто десятками сантиметров.

Для представительной оценки эффективной проницаемости (Кпр(ОПК)) и коэффициента продуктивности необходимо в каждом классе коллекторов выполнить минимум три замера КВД по ГДК-ОПК. При этом планировать точки замера в пределах одного класса необходимо таким образом, чтобы они распределялись равномерно по значениям проницаемости между граничными значениями класса.

В разрезах монолитного типа, при общей толщине коллекторов более 10 м., плотность исследований может составлять 0,5 зам./м., но не более 5-ти точек в пределах пласта одного класса по ФЕС (фильтрационно-емкостным свойствам). В разрезах II типа в коллекторах толщиной до 4-х метров число исследований гидродинамических параметров может быть ограничено 3 точками в каждом классе по Кпр (коэффициенту проницаемости). Если в разрезе II типа в скважине будут присутствовать несколько коллекторов Нэф=2-4 м., представленных одним классом пород по ФЕС и одним характером насыщенности, можно снизить плотность до 1 замера в каждом пласте используя модуль двойного пакера в нефтеносных коллекторах и радиальный зонд в газоносных. Количество точек определяется числом пластов-коллекторов в разрезе скважины, также можно ориентироваться на проведение 3-х испытаний в пределах одного класса коллекторов.

Далее проводят спуск приборов ОПК на кабеле и выполняют опробования в данных точках пласта. Производят откачку флюида из пласта с замером пластового давления, давления откачки, объема откачки и параметров откачиваемого флюида, при этом ведут контроль откачки в режиме реального времени, откачку выполняют, обычно, до получения чистого притока пластового флюида и с отбором кондиционной пробы. После откачки выполняется запись кривой восстановления давления (КВД) и индикаторной кривой (ИД), отбирается проба флюида. Интерпретация исследований ИД и КВД выполняется стандартными методами.

При наличии исследований ГДК-ОПК в единичных точках, охватывающий весь диапазон изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, интегрирование гидродинамических параметров производится с помощью их комплексирования с результатами данных ГИС. Для этого в интервалах исследований ГДК-ОПК рассчитывается зависимость между Кпр(ОПК), рассчитанными по результатам интерпретации КВД (ОПК), и Кпр(ГИС), полученным по данным количественной интерпретации комплекса ГИС.

Получение такой зависимости обусловлена тем, что при расчете Кпр по КВД, зарегистрированным ГДК-ОПК, получают значения Кпр эффективные, в то время как петрофизические зависимости для количественных оценок Кпр(ГИС) нормируются по данным керна на Кпр абсолютные. Для получения представительной зависимости необходимо чтобы исследованиями ГДК-ОПК был охвачен весь диапазон изменения Кпр коллекторов продуктивного горизонта.

После распространения Кпр(ОПК) на весь разрез рассчитывается коэффициент проводимости (Кпр(ОПК)*Нэф) для каждого пропластка,

где Нэф - эффективная толщина, в пределах всего продуктивного разреза или запланированного интервала перфорации.

Рассчитывается суммарный коэффициент проводимости ΣКпр(ОПК)*Нэф. Имея ΣКпр(ОПК)*Нэф и параметры пластового флюида, по уравнению Дюпюи рассчитывается коэффициент продуктивности для всего вскрытого скважиной продуктивного пласта и/или, при необходимости его части.

Краткое описание чертежей.

На чертеже изображены индикаторные диаграммы по результатам моделирования и их сравнение с индикаторной диаграммой, полученной в ходе испытаний в эксплуатационной колонне.

Осуществление изобретения.

Способ определения гидродинамических параметров продуктивных нефтяных или газовых пластов с помощью приборов ГДК-ОПК в открытом стволе характеризуется тем, что при исследовании гидродинамических характеристик по ГДК-ОПК в отдельных точках (интервалах) производится их интегрирование на определенный интервал и/или на весь вскрытый продуктивный пласт в целом, что невозможно сделать при испытании пласта в обсаженной скважине. Интегрирование производится с данными ГИС (геофизические исследования скважин) и керновыми исследованиям.

Дополнительно прогноз продуктивности может быть выполнен в программном пакете гидродинамического симулятора. При этом строится трехмерная гидродинамическая модель продуктивного пласта в пределах одной пробуренной или нескольких скважины, если месторождение находится на разведочном этапе изучения. Также модель уже может быть создана на основе геологической трехмерной модели, если уже был выполнен оперативный подсчет запасов. Построенная модель калибруется на данные ГДИС (гидродинамические исследования скважин), если такие исследования проводились и ГДК-ОПК, проведенные в скважине находящийся в бурении. Скин-фактор прогнозируется по опыту бурения скважин на данные отложения. По результатам моделирования строятся индикаторные кривые, по которым прогнозируются дебиты скважины при различных депрессиях. Эти данные также могут быть использованы для оценки качества прогноза, если данная скважина будет испытываться в колонне.

Полученная индикаторная диаграмма (ИД) фактически отражает прогноз работы скважины на различных режимах насоса и может быть использована для оценки дебитов углеводородов при заданных перепадах давления. В зависимости от прогнозного скин-фактора может быть построено три варианта ИД - базовый, пессимистический, оптимистический (фиг.). Если скважина будет также испытываться и в колонне после перфорации, полученные прогнозные и фактические данные можно будет между собой сравнить и сделать оценку качества прогноза продуктивности скважины. Расхождение в полученных значениях до 20% можно считать удовлетворительным, т.к. скин-фактор зависит в большей степени от технологических условий, чем от свойств продуктивного пласта. При варианте оставления пласта не обсаженным и его испытании с вызовом притока на поверхности расхождение прогноза с фактической продуктивностью должно быть минимальным.

Однако, при использовании результатов ГДК-ОПК для прогнозирования потенциальных дебитов с использованием программного пакета гидродинамического моделирования существует техническое ограничение по дебиту в размере около 2 м3/сут. Таким образом, при опробовании, например, 5-10 интервалов, суммарный дебит будет составлять 10-20 м3/сут., что может быть в десятки раз меньше потенциально возможного дебита при испытании пласта в обсаженной скважине после перфорации.

В итоге, модель, калибруемая на данные по давлениям в столь ограниченных рамках значений дебитов, будет приводить к более высоким погрешностям при экстраполяции в области высоких дебитов. Несмотря на имеющиеся принципиальные возможности прогноза потенциальных дебитов по данным ГДК-ОПК с использованием программного пакета гидродинамического симулятора, необходимо испытание продуктивных газонасыщенных или нефтенасыщенных интервалов в колонне в определенном количестве скважин для выполнения требований к запасам углеводородов промышленной категории. Количество скважин, в которых необходимо провести испытание в колонне, определяется в зависимости от ФЕС, макро- и микронеоднородности исследуемых продуктивных пластов.

Расчеты гидродинамических характеристик пластов по результатам исследований обсаженных скважин в колонне в теоретическом отношении не отличаются от обработки результатов единичного интервала приборами ГДК-ОПК на кабеле или трубах. Основное отличие состоит в геометрии потока и глубинности исследований.

Так как глубина исследований ГДК-ОПК значительно меньше чем при работе скважины после перфорации, что связано с ограничением создания депрессии на пласт в точке отбора, предложенный способ полностью не отменяет проведение исследования обсаженных скважин в колонне, а дополняет их. Для контроля качества проведения исследований ГДК-ОПК для расчета гидродинамических параметров, в пробуренной скважине, после проведения комплекса исследований в открытом стволе, делается прогноз продуктивности в будущем выбранном интервале перфорации. Полученные значения параметров сравниваются между собой.

Для залежей углеводородов приуроченных к песчано-глинистым отложениям со сравнительно однородными ФЕС и простым геологическим строением - выдержанным по площади продуктивным пластам с низкими макро- и микронеоднородностью, проведение совместных испытаний ГДК-ОПК и в колонне будет достаточно выполнить в одной скважине, в остальных только проведение исследований ГДК-ОПК. Для более сложных геологических условий возможно увеличение количества скважин с проведением совместных испытаний, как традиционными методами, так и приборами ОПК-ГДК. Количество определяется компанией оператором выполняющей геологоразведочные работы.

Данный способ был уже опробован на пробуренных разведочных морских скважинах в Охотском море и показал достаточно высокую сходимость результатов.