Оптимизация технологий проведения гидродинамических исследований скважин на месторождениях ЯНАО

Аннотация
Цель представленной работы – анализ оптимизации технологий проведения гидродинамических исследований скважин на месторождениях ЯНАО. Методы исследования – анализ научной литературы по заданной проблеме, а также практического отечественного опыта.
Ключевые слова: гидродинамические исследования, скважины, месторождение, осадки.
На территории ЯНАО исследованы запасы нефти, которые относятся к карбонатным коллекторам. Примерно 30% всех разведанных запасов нефти сосредоточено в карбонатных коллекторах, в которых находится вязкая и высоковязкая нефть. Рассмотрим на примере конкретного месторождения в ЯНАО вариант оптимизации технологий проведения гидродинамических исследований. В исследовании Васильевой К. Ю. отмечается, карбонатные пачки примерно на 90% состоят из доломитов, оставшаяся часть - это прослойки аргиллитов. При этом мощность последних может составлять до нескольких метров. Когда формируются карбонатные породы-коллекторы, то условия образования осадков имеют решающее значение. На всех стадиях литогенеза происходит формирование емкостного пространства [1].
Что касается первичной пористости, то она в органогенных постройках выше, чем в тонкозернистых иловых осадках. Низкая пористость обусловлена плотной упаковкой первичных седиментационных илов. Как отмечается в исследовании Bathurst R.G.C., пористость матрицы находится в пределах 0,1-1%. Условия фильтрации зависят от трещиноватости. Поэтому на месторождениях так часто встречаются порово-трещинные и другие коллекторы сложного типа. В исследовании Чамеева И.Л. указывается, что трещиноватость кроме содействия фильтрации углеводородов способствует образованию вторичной емкости [4].
В ходе исследований установлено, что густота трещин по мере углубления не возрастает, зато усиливаются фильтрационно-емкостные свойства трещин. Емкость трещин в исследованных скважинах на территории ЯНАО составляет 0,03-0,05%. Образовавшиеся трещины принимают косвенное участие в формировании вторичных пор выщелачивания. Как отмечается в исследовании Burdine N.T., они обычно развиваются вдоль открытых трещин, в сильно трещиноватых породах их концентрация может достигать 5-6%. Обратимся к геологических характеристикам исследованного нами месторождения [2].
Месторождение нефти А в ЯНАО:
- Характеризуется интенсивным обменным потоком жидкости между матрицей и трещинами
- Характеризуется высокой степенью неоднородности с позиции литолого-фациальных параметров
- Характеризуется изотропией фильтрационных свойств
- Характеризуется высоким уровнем дезинтегрированности.
С учетом указанных выше параметров не достигается радиальный режим фильтрации. Течение может «маскироваться» под влияние эффекта ствола скважины. В то же время оно может обуславливаться эффектом линейного течения в случае наличия в скважине трещины. Радиальный режим может из-за интерференции с окружающими скважинами искажен, это же может быть обусловлено наличием геологического разлома или газовой шапки. Так как характер потоков является сложным, то появляются трудности на пути интерпретации результатов гидродинамического исследования. Решить проблему предлагается с использованием комплексного подхода для моделирования процесса по проведению исследований, а также прогнозирования получаемых данных при помощи дизайна [3].
С учетом используемой методики можно уточнить наличие часто проявляющихся факторов, предпринять меры для снижения их негативного влияния на проведение гидродинамических исследований, прогнозировать длительность установки с использованием кривой восстановления давления, оценивать потери при добыче углеводородов и прогнозировать длительность работы в том или ином режиме

. В 2018 г. на месторождении А было проведено переиспытание трех скважин под номерами 23, 361 и 388. В основу гидродинамических исследований был положен метод установления отборов, а также метод неустановившейся фильтрации. Последняя методика подразумевает регистрацию забойного давления уже после того, как будет остановлена скважина [5].
Был использован программный продукт Sapfir для разработки дизайна гидродинамических исследований. В качестве исходных данных были взяты характеристики скважин-кандидатов, РУТ-свойства флюида. Первые исследования на скважинах под номерами 23, 361 и 388 были проведены в 2007 г. Перфорация ПКО-89С использовалась для вторичного вскрытия, для скважины 23 плотность прострела составила 14 отверстий на погонный метр, для скважин 361 и 388 - 20 отверстий. Чтобы вызвать приток, было применено несколько циклов свабирования, в результате чего было создана депрессия до 35%. Дизайн исследования был сформирован по результатам реальной работы скважин. Основные параметры скважин приведены ниже в таблице.
Номер скважины/характеристика 23 361 388
Назначение разведка разведка разведка
Дебит, м3/сут
182,8 309 136
Тип вертикальная вертикальная вертикальная
Свойства флюидов для каждой из скважин приведены ниже в таблице.
Номер скважины/свойства флюидов 23 361 388
Вязкость пластовой нефти, ед. 1,332 1,06 1,06
Объемный коэффициент нефти, ед. 1,288 1,465 1,465
Начальное пластовое давление, кгс/см2 216 200,6 200,6
Плотность нефти в стандартных условиях 0,822 0,825 0,825
Плотность нефти в пластовых условиях 0,714 0,7 0,7
Полная сжимаемость 18,3 18,3 18,3
Средняя пористость составила 0,01 ед., а эффективная толщина пласта - 93,2 м. С целью проведения гидродинамических исследований предлагалось использовать прибор «САМТ-02». Его основное предназначение сводится к регистрации значений температуры и давления вдоль ствола скважины. При этом изменения во времени фиксируются в любой точке. Прибор имеет функцию скоростного режима замера, позволяет передавать данные без разборки корпуса. Краткие характеристики прибора «САМТ-02» приведены в таблице ниже.
Характеристика Диапазон
Измерение давления в МПа 0-60
Условия эксплуатации От -40 до +125 градусов Цельсия
Время работы от одной батареи 10-12 месяцев
Погрешность измерений 0,15%
Разрешающая способность по давлению в МПа 0,001
Скорость записи 1 сек (максимум)
Все варианты гидродинамических исследований базируются на методе установившихся отборов. При этом необходимым является полное восстановление давления на этапе остановки скважины. В ситуации с низкопроницаемыми коллекторами на процесс остановки и восстановления может уйти длительное время. Было исследовано 4 режима - 2 режима обратного хода, режим прямого хода и режим остановки на КДВ. Предлагается записывать КДВ после завершения прямого хода, так как при прохождении последнего режима прямого хода скважина функционирует с максимальными значениями дебита. При проведении гидродинамических исследований при помощи специальной формулы было рассчитано время на стабилизацию.
Оценивать продолжительность работы скважины в каждом из режимов было предложено с расчетом коэффициента пьезопроводности. Для построения дизайна были взяты данные гидродинамических исследований от 2007 г. По результатам моделирования было установлено, что для достижения качественных показателей добычи в каждом режиме скважина 23 должна работать не менее 42 ч, скважина 361 - не менее 17 ч, скважина 388 - не менее 19 часов