книги / Промысловый контроль и регулирование разработки месторождений углеводородов. Ч. 1

ного интервала, а также объемом трубки потока жидкости прибора (датчики находятся на расстоянии нескольких сантиметров от интервала создания депрессии) приблизительно в пять раз меньше, чем при исследованиях на трубах для большинства случаев. Этим объясняется достижение радиального течения за шесть минут в данном конкретном случае испытания коллектора с вторичной пористостью.

Мини-ГРП позволяет определить давление гидроразрыва в пластовых условиях путем закачки глубинным насосом жидкости из ствола скважины в пласт, тем самым вызывая создание микротрещины. Анализируя регистрируемое давление, можно оценить необходимые параметры для планирования ГРП.

Спустив вслед за этим пластовый микроимиджер (например, FMI), можно, кроме того, определить направление распространения гидравлической трещины. На рис. 3.40 приведена последовательность изменения давления в ходе проведения мини-ГРП- теста.

Рис. 3.40. Изменение давления в ходе проведения исследований для определения

давления гидроразрыва

241

Важным отличием испытателей пластов от полномасштабных ГДИС является то, что по падению давления в ходе замера (претеста) рассчитывается подвижность флюида. Более того, на одной глубине в большинстве случаев производится серия претестов для подтверждениядостоверностиполучаемыхрезультатов.

Другим важным отличием является то, что полномасштабные ГДИС позволяют получить лишь общую осредненную оценку свойств исследуемого интервала, в то время как пластоиспытатели на кабеле предоставляют возможность провести серию замеров на интересующих глубинах и, таким образом, проследить изменение порового давления и подвижности флюида с глубиной.

Результатом интерпретации являются построенные профили порового давления и подвижности с классификацией замеров по уровню достоверности, что позволяет выявить существующие гидродинамические барьеры и неравномерную выработку пластов. При наличии достаточного количества достоверных замеров может быть проведена оценка типа и плотности пластовых флюидов, а также уровнейфлюидальныхконтактовпо градиентампорового давления.

Помимо этого, замеры пластового давления и подвижности могут быть использованы при решении широкого спектра задач, включая:

подтверждение расчетного профиля проницаемости

иуточнение граничных значений «коллектор-неколлектор»;

оценку гидродинамической сообщаемости;

мониторинг эффективности системы поддержания пластового давления (ППД);

настройкугидродинамическихигеомеханическихмоделей;

оптимизацию плотности бурового раствора и глубины спуска обсадной колонны;

геонавигацию по замерам давления и подвижности.

На рис. 3.41 представлены результаты, из которых видно, что профилирование пластового давления позволило выявить неравномерную выработку пласта (слева) и оценить насыщение и глубину флюидальных контактов (справа).

242

расчет пластового давления по режиму притока и сравнение результата с последним измеренным давлением в ходе КВД;

создание аналитической модели «скважина-пласт» для проверки и уточнения результатов интерпретации путем настройки модели для максимально точного воспроизведения фактических данных КПД-КВД.

На рис. 3.42 представлено проведение опробования с двойным пакером с переменной скоростью отбора флюида и дополнительным измерением давления с помощью наблюдательного зонда (слева) и индикаторная диаграмма, построенная по результатам испытания (справа).

Рис. 3.42. Результаты опробования с двойным пакером

Комплексный анализ данных ИПК по нескольким скважи-

нам месторождения. Сравнение и сопоставление данных, полученных при помощи испытателей пластов на кабеле в разных скважинах месторождения, зачастую предоставляет дополнительную информацию для оценки связности залежи и положения флюидальных контактов.

Отбивка глубины контактов может бытьпроведенапри помощи градиентов пластового давления, построенных по результатам замеров в нескольких скважинах, даже если сам контакт не вскрыт ни одной из исследованных скважин. Для этого, как и в случае анализа профиля порового давления по одной скважине, проводится экстраполяция полученных градиентов и определяется точка их пересече-

244

ния. Более того, сравнение замеров пластового давления в разных частях залежи позволяет произвести оценку их гидродинамической связности. При этом полученные результаты могут быть проверены и уточнены при помощи анализа свойств пластовых флюидов по даннымИПК(приналичииподобныхданных).

Следует заметить, что результаты оценки гидродинамической связности, полученные при изучении изменений композиционного состава пластовых флюидов, являются более достоверными, поскольку для достижения равновесного давления в разных частях залежи требуется сравнительно небольшое время (в геологических масштабах), но для достижения равновесного композиционного состава флюида необходимо время, большее в десятки и сотни раз. Таким образом, производится сравнение характеристик флюидов, полученных с помощью глубинных анализаторов в составе пластоиспытателей, что позволяет выявить изменение свойств УВ с глубиной не только в пределах одной скважины (вертикальное распределение свойств), но и между отдельными скважинами (латеральное распределение свойств). В случае обнаружения вариаций в свойствах флюидов в разных частях месторождения производится расчет градиентов оптической плотности по модели FHZ. Далее построенные градиенты оптической плотности используются аналогично градиентам пластового давления: совпадение значений и образование единого тренда по разным скважинам предполагает наличие единой гидродинамически связанной залежи с переменным композиционным составом флюида. В противном случае более вероятным является обособленность пластов, даже если не обнаружено заметной разницы в пластовых давлениях.

На рис. 3.43 и 3.44 представлены результаты оценкиоптической плотности нефти по скважине 1 в южной части месторождения, которые свидетельствуют о наличии композиционного градиента, в то время как в скважине 2 в северной части месторождения наблюдается постоянство композиционного состава с глубиной, что предполагаетразобщенностьсевернойиюжнойчастей.

245

ров давления в интервале 2098,4–2252,9 м с применением испытателя пластов на кабеле MDT в комплектации с модулем двойного пакера. Получено два замера пластового давления и три сухих замера.

Помимо стандартных испытаний в скважине проведено опробование пластов с применением расширенной конфигурации комплекса MDT с глубинным насосом и оптическим анализатором фракционного (LFA) и компонентного состава (CFA).

По данным глубинного оптического анализа, в интервале 2118,48–2119,48 м был получен приток нефти с газом и водой, при этом Гф ~100 м3/м3 (рис. 3.45–3.50). Значительная депрессия, обусловленная низкой проницаемостью, несмотря на минимально возможную скорость отбора, привела к разгазированию пластовой нефти. Отобрано две PVT-пробы, так как в пробоотборники попало значительное количество воды. Важно отметить, что пластовую воду невозможно отличить от ФПЖ на водной основе с помощью оптических методов, поэтому тип водной фракции возможно будет определить только по данным лабораторного анализа отобранных проб.

Рис. 3.45. Сводный график параметров отбора (глубина 2119 м)

247