Введение
Современные методы поиска и разведки месторождений требуют тщательного планирования и подбора комплекса геофизических исследований (ГИС) на этапе геолого-разведочных работ с целью построения и уточнения геолого-геофизических и гидродинамических моделей для оперативной оценки запасов углеводородного сырья и принятия технологических решений [1]. Несмотря на довольно широкий спектр решаемых задач и возможности современной аппаратуры, существующие методы ГИС нередко не позволяют однозначно оценить перспективные насыщенные коллектора в сложных геологических условиях. Поэтому зачастую традиционно принято выполнять испытания пластов на трубах как в открытом, так и в обсаженном стволе скважин для прямой оценки насыщения и продуктивности исследуемых объектов.
Проведение гидродинамических исследований в скважинах (ГДИС) является затратными как по времени, так и по стоимости, при этом часто получаемые результаты несут в себе большие неопределенности и неоднозначности для решения геолого-разведочных задач. Сокращение программы ГДИС для исследований на морских месторождениях, особенно в суровых климатических и отдаленных географических условиях, становится актуальной задачей. В связи с этим, в последнее время все чаще применяются методы испытания пластов на кабеле (ИПК), включающие в себя гидродинамический каротаж (ГДК), опробования на кабеле (ОПК) и расширенные исследования [2]. Применение методов ИПК позволяет значительно повысить информативность комплекса ГИС в открытом стволе скважины и оптимизировать программу ГДИС в обсаженной скважине.
Важно отметить, что правильное планирование комплексов исследований и наличие эффективных методов обработки полученных результатов для их использования является неотъемлемой частью исходных данных для формирования проектных решений по эффективной разработке месторождений. Особенно актуальна задача повышения информативности промыслово-геофизических исследований скважин для морских месторождений, где количество поисково-оценочных и разведочных скважин ограничено.
В данной работе будут кратко рассмотрены концептуальные подходы для расширения возможностей современных методов ИПК для уточнения геолого-геофизических моделей пластов.
Оперативные задачи при оценке запасов УВС методами ИПК
Подсчет запасов на стадии разведки проводится для подготовки информации к проектированию промышленного освоения месторождения на основании постоянно действующей геолого-технологической модели. Параметры подсчета запасов определяются по данным бурения разведочных скважин. Материалы ГИС, включая методы ИПК, являются основным видом геологической документации разрезов нефтегазовых скважин и вместе с результатами лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, опробования и испытания пластов, опытно-промышленной эксплуатации, служат главным источником информации, позволяющим осуществить подсчет запасов углеводородов и дальнейшее проектирование разработки залежей. Таким образом, важно на этапе геолого-разведочных работ проводить тщательное планирование и подбор комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) и ИПК с целью эффективного уточнения геолого-геофизических моделей и оперативной оценки запасов нефти и газа.
Нормативные документы [3] показывают, что к запасам УВ промышленных категорий могут быть отнесены залежи или их отдельные участки, вскрытые скважинами различных категорий, в разрезе которых по комплексу ГИС, результатам исследований керна и промыслово-геологическим исследованиям в колонне:
1. выделены продуктивные пласты и определены их литология и характер насыщенности;
2. выделены коллектора, установлены их эффективные толщины и определены ФЕС;
3. рассчитаны средние величины ФЕС для залежи или участка залежи;
4. определены и обоснованы положения ГНК, ВНК, ГВК;
5. установлены величины пластовых давлений и градиенты их по высоте залежи;
6. отобраны представительные пробы пластовых флюидов и изучены их свойства в пластовых и стандартных условиях;
7. проведены гидродинамические исследования скважин, установлены величины коэффициентов гидропроводности, продуктивности, дебиты УВ и получены исходные данные для составления проектного документа.
Первые три пункта требований и частично четвертый решаются по результатам исследований керна, ГИС. Последние три пункта могут быть выполнены только при проведении гидродинамических исследований продуктивных объектов, как правило, в колонне. Однако, перечисленные задачи могут быть решены в открытом стволе скважин при использовании современных приборов модульных испытателей пластов на каротажном кабеле.
Техника и технология ИПК
Разработанные и нашедшие широкое применение модульные испытатели пластов, при наличии соответствующих геолого-технических условий, позволяют решать следующие задачи:
• отбор глубинных проб пластовых флюидов и оценка характера насыщенности в ходе глубинного анализа пластовых флюидов;
• многократные точечные замеры (профилирование) пластового давления по стволу скважины, получение начального градиента пластового давления;
• оценка межфлюидальных контактов по градиентам пластового давления и подтверждения их положения путем отбора проб выше и ниже установленных контактов;
• количественные определения гидродинамических параметров пород, в т.ч. оценки коэффициента подвижности пластового флюида, оценки коэффициента продуктивности по индикаторным кривым и кривой восстановления давления (КВД), зарегистрированным в процессе опробования пластов;
• определение проницаемости и анизотропии проницаемости в ходе интервальных испытаний при регистрации КВД;
• определение давления гидроразрыва пласта и оценка минимального горизонтального напряжения (давления закрытия трещины) в пластовых условиях путем проведения «микро-ГРП».
Принципы работы модульных приборов семейства ИПК довольно широко известны в индустрии и ранее неоднократно приводились в общедоступной литературе [4], однако, важно упомянуть ряд технических особенностей проведения подобных исследований. Прижимной зонд используется преимущественно для быстрых точечных замеров пластового давления и оценки подвижности флюида, тогда как двойной пакер применяется для опробования низкопроницаемых пластов в ходе интервальных испытаний с отбором сотней литров флюида. Отбор пластового флюида осуществлялся глубинным насосом с возможностью контроля расхода и депрессии. При этом, отбираемый насосом из пласта флюид проходит по внутреннем гидравлическим линиям ИПК через глубинный оптический анализатор флюида с возможностью мониторинга в режиме реального времени на количественном уровне следующих параметров: фракционный состав флюида, компонентный состав, газовый фактор углеводородов, удельное электрическое сопротивление, плотность, вязкость и прочее.
Таким образом, получаемый объем информации и качество данных в ходе работ достаточно, чтобы точным образом определить характер насыщения прямым методом и отобрать представительную пробу пластового флюида.
Используемые пробоотборные камеры позволяют сохранить пластовые условия отбираемого флюида, при этом объема одной камеры хватает для проведения полного цикла исследований в лаборатории, куда они доставляются после подъема на поверхность и снятия с компоновки приборов ИПК. На рис. 1 представлена типовая компоновка приборов ИПК для испытания скважины в открытом стволе (рис. 1а); схемы прижимного зонда (рис. 1б) и глубинного оптического анализатора флюида (рис. 1в) с примерами отображения компонентных составов газа, газоконденсата и нефти (рис. 1г), а также сводный планшет отображения данных ГИС-ИПК по глубине (рис. 1д).
Профилирование пластового давления
История приборов семейства ИПК началась в 1950-х годах, когда их впервые стали использовать для замеров пластового давления по стволу скважины. Замер пластового давления возможно производить с использованием различных конфигураций приборов, где обязательно присутствует модуль для контакта с пластом, например, прижимной зонд, двойной пакер или радиальный зонд.
Обычная процедура замера пластового давления включает в себя следующие этапы: создание гидродинамической связи приборами ИПК через модуль для контакта с пластом и стенкой скважины, затем производится отбор, как правило, небольшого объема флюида из пласта. Таким образом, во-первых, на стенке скважины в зоне контакта зонда с пластом разрушается глинистая корка от бурового раствора, а во-вторых, создается депрессия на пласт, следом за которой происходит цикл восстановления давления. Объем отобранного флюида может варьироваться, однако, зачастую не превышает 5–20 см3 для модуля прижимного зонда и 500–1000 см3 для модуля двойного пакера и радиального зонда. Выбор используемого модуля для контакта с пластом при замерах пластового давления, как и при опробовании, определяется подвижностью флюида в интервале исследования. Рекомендуется для целей замеров пластового давления при достаточно высоких величинах подвижности (более чем ~1 мД/сП) использовать прижимной зонд, тогда как использование модуля двойного пакера и радиального зонда необходимо в менее проницаемых пластах [5].
Одним из преимуществ профилирования пластового давления по стволу скважины является возможность построения линии градиента давления, которая позволяет определить плотность пластового флюида и его тип (вода, нефть, газ), а также получить межфлюидальные контакты (ГНК, ВНК, ГВК) в точках пересечения этих линий. На рис.2 показаны результаты замеров пластового давления по стволу скважины газоконденсатной залежи одного из шельфовых месторождений [6] и рассчитанные по ним градиенты давления, по которым однозначно устанавливаются положения ГНК и ВНК. Более того, установленные положения контактов подтверждены результатами глубинного анализа флюидов и отбора проб, что, кстати, является необходимым условием обоснования контуров залежи углеводородов (УВ) промышленных категорий.
Таким образом, способность приборов ИПК производить большое количество точечных замеров пластового давления на различной глубине, является конкурентным преимуществом приборов ИПК относительно других методов, в том числе и сравнительно со стандартными испытаниями.
Комплексный анализ градиентов давления по нескольким скважинам позволяет получить информацию о гидродинамической разобщенности отдельных объектов в рамках залежи УВ. Пример данного анализа по шести разведочным скважинам приведен на рис. 3а [6], из которого видно, что скважины №№ 3, 5, 6 вскрывают газовую залежь с единым градиентом давления. Это может говорить о том, что, вероятно, данные скважины вскрывают единую, гидродинамически связанную залежь. Аналогично скважины № 3 и № 6, видимо, вскрывают единую нефтяную залежь. Однако, в скважине № 5 градиенты давления в нефтяной оторочке и водоносной части отличаются от таковых по скважине № 3 и № 6, что может свидетельствовать о гидродинамической обособленности нефтяной оторочки в районе скважины № 5. Скважина № 1 характеризуется индивидуальным градиентом давления в газовой части и отсутствием нефтяной оторочки, что позволяет говорить о ее обособленности от скважин №№ 3, 5, 6. По этим данным и с учетом сейсмики 3Д можно предположить блоковое строение месторождения с возможной латеральной гидродинамической разобщенностью между собой тектоническими блоками, что является важной информацией при составлении проектного документа на разработку.
К сожалению, метод градиентов давления для оценки гидродинамической связанности между скважинами не всегда работает ввиду геологических условий, например, в низкопроницаемых и неоднородных пластах. В таком случае прибегают к анализу данных о геодинамике флюидов, при которой уже по данным асфальтеновых градиентов по результатам компонентного глубинного анализа УВ возможно оценить гидродинамическую связанность, как показано на рис. 3б [7].
Как уже отмечалось выше, при проведении стандартного точечного замера пластового давления из пласта через прижимной зонд отбирается небольшой объем флюида, в результате которого вокруг него возникают возмущение давления и локализованный приток. Режим притока обычно бывает сферическим или полусферическим, потому что в большинстве случаев глубина проникновения возмущения давления слишком мала и не достигает непроницаемых границ. Радиус исследования при этом тоже невелик, и сопоставим с другими методами ГИС, что составляет несколько сантиметров от стенки скважины, то есть, оценка подвижности флюида по кривой падения давления (КПД) происходит в промытой зоне пласта и определяется интегральным уравнением, как показано на рис. 1б. Профиль полученной подвижности используется для калибровки расчетных проницаемостей по методам ГИС, а также оценки эффективных толщин – граничных значений пористости.
Таким образом, профилирование подвижности флюида по точечным замерам давления позволяет точнее определить такую важную величину, как эффективная толщина нефте- и газонсыщенности.
Опробование пластов
Задача определения характера насыщения коллекторов, разделения их на газо-, нефте- и водонасыщенные и установления межфлюидных контактов решается прямыми методами по данным опробований на кабеле (ОПК). Отбор глубинных проб пластовых флюидов для оценки их физико-химических свойств также является неотъемлемой частью подсчета запасов УВС, согласно нормативным документам [3]. Технология проведения ОПК с помощью ИПК довольно простая и понятная [4] и кратко описана выше. Здесь же хотелось бы отметить, что метрология используемых глубинных оптических анализаторов ряда производителей позволяет количественно оценивать фракционный состав притока и более того, компонентный состав УВ, что несет в себе значительные преимущества, о которых пойдет речь далее. Бесспорно, главной задачей работ ОПК является получение представительных глубинных проб для точного и однозначного определения физико-химических свойств пластовых флюидов в лаборатории. Процесс очистки призабойной зоны пласта контролируется в режиме реального времени по показаниям оптических анализаторов флюида, а также датчиков УЭС и плотности, исходя из показаний которых принимаются оперативные решения, в том числе, об отборе глубинных проб. Как правило, в начале прокачки при опробовании пласта приток флюида представлен преимущественно фильтратом бурового раствора: водной фракцией в случае РВО или маслом при бурении на РУО. При дальнейшей прокачке и очистке призабойной зоны пласта до пластового флюида, фильтрат бурового раствора замещается пластовыми флюидами: газ, газоконденсат, нефть или вода. После достижения приемлемой степени очистки пластового флюида от фильтрата бурового раствора принимается решение об отборе глубинной пробы (рекомендуемый уровень загрязнения для несмешивающихся флюидов не выше 10 % в объемных долях).
На рис. 4 показан пример опробования газоконденсатного интервала через радиальный зонд с контролем данных прокачки по глубинному оптическому анализатору. Высокое вертикальное разрешение ОПК при ИПК значительно повышает знание о насыщающих флюидах и изучаемой залежи, так как, например, можно оценить и охарактеризовать композиционный градиент легких углеводородов [6], который, в свою очередь, используется при анализе геодинамики пластовых флюидов для оценки гидродинамической связанности залежей УВ [7, 8]. Дополнительно количественная оценка компонентного состава углеводородов позволяет до получения лабораторных данных построить флюидальную PVT-модель, исходя из показаний оптических анализаторов. Композиционный градиент и флюидальная модель используются в гидродинамических симуляторах, в том числе, для анализа латеральной связанности, более точного прогнозирования добычи и анализа геолого-технических мероприятий (ГТМ).
Отдельно хотелось бы отметить особенности проведения опробования в условиях смешивающихся флюидов, таких как нефть при вскрытии скважины на РУО или отбор проб пластовой воды в РВО. В данном случае необходимо получить максимальную очистку в скважинных условиях в ходе проведения ИПК, поэтому прибегают к технологиям фокусированного отбора [9, 10], а также контроля очистки по данным спектрометрии, показаниям УЭС, плотности [11, 12] и флуоресценции. Рекомендуемый уровень загрязнения глубинных проб ИПК не выше 10 % в объемных долях для несмешивающихся флюидов, так как иначе ошибка в определении физико-химических свойств будет значительной [13]. При этом возможно произвести корректировку полученного компонентного состава углеводородов, исходя из замеров оптического анализатора и известного состава бурового раствора [14], для дальнейшего моделирования лабораторных PVT экспериментов в программном обеспечении для расчета физико-химических свойств [15].
Важным аспектом отбора глубинных проб является анализ пластовой воды, который используется для подсчета запасов УВ, динамического моделирования пластов, а также для технико-экономической оценки эффективности разработки, включая оценку капитальных и эксплуатационных затрат в процессе освоения залежи. Применение методов ОПК позволяет охарактеризовать свойства и состав пластовой воды и, соответственно, минерализацию пластовой воды, в первую очередь, отбором представительных глубинных проб с минимальным количеством загрязнения. Для решения данных задач необходимо тщательное планирование и подбор соответствующих техник и оборудования ОПК, в частности, модулей для контакта с пластом, а также контроль степени очистки в режиме реального времени, что успешно решается современными технологиями ИПК [16].
Интервальные испытания
Проницаемость является важнейшей характеристикой коллектора, определяющей его продуктивность, а степень неоднородности пласта по проницаемости – одним из главных факторов, влияющих на его промышленные характеристики, характер и величину возможного извлечения нефти и газа в процессе разработки залежей. Основным прямым методом количественной оценки коэффициентов проницаемости пород и пластов являются гидродинамические исследования (в открытом стволе или в колонне), результаты которых характеризуют гидропроводность пород в условиях их естественного залегания и флюидонасыщения. Приборами ИПК, помимо работ ГДК и ОПК, возможно проводить интервальные испытания, которые подразумевают под собой совокупность гидродинамических исследований, таких как регистрация индикаторной диаграммы, запись кривой восстановления давления и проведение вертикального гидропрослушивания. Соответственно, в рамках данных работ проводится оценка фильтрационных (динамических) свойств пласта: коэффициента проницаемости, анизотропии проницаемости, продуктивности, скин-фактор и прочих гидродинамических параметров.
Оценка фильтрационных свойств методом КВД при проведении ИПК производится, как правило, через интервальный модуль для контакта с пластом (двойной пакер, радиальный зонд и т.д.), чтобы была возможность достоверно оценить вовлеченную в испытание эффективную мощность пласта. При этом, перед остановкой насоса выполняется прокачка флюида до пластового и часто сопровождается отбором глубинной пробы, как показано на рис. 4, где запись КВД начата на 7550 сек. При этом запись КВД можно дополнить вертикальным гидропрослушиванием (ВГП), при проведении которого с помощью ИПК необходимо наличие двух модулей для контакта с пластом в компоновке приборов. Как правило, двойной пакер или радиальный зонд создают возмущение давления за счет депрессии при опробовании. Выше них на 1,2 – 2,2 м, в зависимости от конфигурации, устанавливается регистрирующий прижимной зонд для совместной записи давления при прокачке и КВД (но возможны и другие варианты размещения зондов). Полученные результаты гидродинамических исследований анализируются совместно. Так, на рис. 5 (в центре) показан пример подобной компоновки части приборов ИПК совместно с графиками регистрации давления: слева приведены показания давления от времени на двойном пакере и вышестоящем прижимном зонде, сверху показано место расположения прибора в разрезе скважины и пласта, а справа - диагностический график в двойных логарифмических координатах, где показана регистрация выхода на радиальный режим течения, по которому определяется гидропроводность (Кпр*Hэф/μ) и вертикальная анизотропия проницаемости (Кпр.в/Кпр.г).
Таким образом, возможно прямым методом в условиях залегания пласта оценить как эффективную проницаемость, так и анизотропию проницаемостей, которые, в свою очередь, влияют на оценку потенциальной продуктивности, что особенно актуально для прогнозирования дебитов наклонных и горизонтальных скважин [17].
Важно отметить, что оценка проницаемости по данным ИПК совместно с результатами опробований и данными методов ГИС позволят получить относительные (фазовые) проницаемости (ОФП). Как правило, на этапе геолого-разведочных работ информации по ОФП бывает недостаточно, несмотря на их значительное влияние на фильтрационные процессы. Для их определения существуют различные довольно схожие методики оценки, одна из которых подразумевает интеграцию данных стандартного ГИС, обязательно включающий в себя боковой каротаж (УЭС, профиль проникновения), а также ЯМК и диэлектрический каротаж с данными опробований, и КВД по ИПК. Далее по статическим параметрам, полученным из данных ГИС (пористость, проницаемость, насыщенность и т.д.) и уточненным по ИПК, строится динамическая модель пласта с высоким вертикальным разрешением, которая итерационно адаптируется с помощью кривых относительных проницаемостей с настройкой на фактические значения забойных давлений и профиля обводненности, полученных в ходе опробования. Большое количество итераций при использовании стохастического симулятора позволяет в довольно короткий срок получить высокую сходимость модельных данных с фактическими и выполнить оценку относительных фазовых кривых проницаемости [18].
Моделирование дебитов скважин
Подсчет запасов на стадии разведки месторождений УВС, как уже отмечалось выше, проводится на основании постоянно действующей геолого-технологической (гидродинамической) модели, которая, в свою очередь, строится на основании геолого-геофизической модели. Данные ГИС и ИПК вместе с результатами лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, а также результатами опытно-промышленной эксплуатации служат главным источником информации для подсчета запасов углеводородного сырья и последующего проектирования разработки залежей. Совокупность этих данных используется для построения и уточнения моделей пласта на всех этапах жизни месторождения. Необходимо отметить важность применения методов ИПК на первичном этапе получения данных о месторождении для повышения информативности промыслово-геофизических исследований скважин за счет использования расширенных возможностей техники и технологий проведения подобных исследований. Снижение неопределенностей по всем методам исследований в ходе геолого-разведочных работ существенно уменьшает риски и капитальные затраты при строительстве скважин.
В основе всех построений геолого-технологических моделей лежит структурная (геоморфологическая) модель объекта (пласта, горизонта, маркирующего горизонта) – совокупность структурных карт по его кровле и подошве. Закономерным вторым этапом в познании свойств геологического объекта служит построение литологической модели – совокупности карт эффективных и общих мощностей объекта, его песчанистости и расчлененности, а также литологических неоднородностей, выклиниваний и замещений. На следующем этапе строится модель неоднородно-блоковой структуры объекта как совокупность всех пликативных и дизъюнктивных нарушений толщи, оползней, размывов и перерывов в осадконакоплении. И заканчивается исследование наложением на предыдущие модели данных о фильтрационно-емкостных свойствах пород, которые дают картину распределения эффективной составляющей пустотного пространства, способного вмещать и отдавать УВ. Совокупность вышеперечисленных моделей дает возможность планировать технологические мероприятия по скважинам с полным учетом геологических условий их расположения. Методы ИПК наиболее широко используются для настройки гидродинамических трехмерных моделей пластов для прогнозирования дебитов скважины с целью обоснования перевода запасов УВС в промышленные категории в ускоренном режиме (рис.6), что наиболее актуально для исследований морских месторождений [18], где зачастую время на ГДИС ограничено, например, безледовым периодом или сезоном штормов.
Резюмируя, хотелось бы отметить, что методы ИПК наиболее востребованы и применимы, в первую очередь, для определения и уточнения характера насыщения и фильтрационно-емкостных свойств пласта, но при этом возможно их более широкое применение (рис. 7). Информация, получаемая в ходе работ ИПК, широко используется для комплексирования данных ГИС с целью оценки запасов углеводородного сырья, оптимизации программы ГДИС в обсаженной скважине и уточнении геолого-геофизических моделей пласта за счет получения следующей информации [19]:
• профилирование пластового давления и подвижности флюидов с высоким вертикальным разрешением для литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов скважин (гидродинамическая связанность залежи);
• определение пластовых давлений (начальных и текущих), градиентов давлений и профиля пластовых температур;
• выделение в разрезе коллекторов и оценка эффективных насыщенных толщин;
• разделение коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов на газо- газоконденсатные и нефтенасыщенные;
• определение состава и свойств углеводородов и пластовых вод (минерализации), построение флюидальной модели;
• определение положения межфлюидальных контактов (ГНК, ВНК, ГВК), коэффициентов пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения;
• определение коэффициента проницаемости, анизотропии проницаемости и относительных фазовых проницаемостей
• исследования коэффициентов продуктивности, гидропроводности, проводимости.
Выводы
Несмотря на то, что методы ИПК активно используются при геолого-разведочных работах [19], все еще остается возможность для расширения их потенциала (рис. 7), в том числе, для повышения информативности методов ГИС, и как следствие, оперативного уточнения геолого-геофизических и гидродинамических моделей пластов. Включение испытателя пластов на кабеле в комплекс каротажа при исследованиях в открытом стволе не только позволяет улучшить понимание залежи, но и значительно оптимизировать программу ГДИС без потери геологической информации, что, как следствие, сокращает затраты на строительство скважин.