Обзор гидродинамических исследований скважин
реклама
Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT Вертикальный зонд Горизонтальный зонд В последние годы в различных нефтегазоносных регионах Российской Федерации отмечается рост объемов специальных исследований приборами, разработанными компанией Шлюмберже. Одними из самых широко используемых в мире приборов при проведении исследований скважин на кабеле являются модульные испытатели пластов. Целью настоящей статьи Депрессионный зонд является ознакомление читателей с различными возможностями этих приборов при комплексном решении гидродинамических задач, особенно при проведении сложных и нестандартных исследований. Также проведен сравнительный анализ различных методик оценки подвижности пластового флюида, используемых при проведении исследований испытателями пластов на кабеле. Данный обзор подготовлен в московском центре компании Шлюмберже, где проводится количественная интерпретация результатов всех Хассан Акрам Исламабад, Пакистан Владислав Ашуров Москва, Россия MDT (Modular Formation Dynamics Tester), CHDT (Cased Hole Dynamics Tester), FMI (Fullbore Formation MicroImager), USI (UltraSonic Imager), OFA (Optical Fluid Analyzer), LFA (Life Fluid Analyzer) и GCA (Gas Condensate Analyzer) являются торговыми марками компании Шлюмберже. 30 полевых исследований, проводимых на территории Российской Федерации. Рис. 1. Основные гидродинамические модули прибора MDT. Модульный динамический испытатель пластов на кабеле MDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять следующие исследования в открытом стволе скважины: • замеры пластового давления на разных глубинах; расчет подвижности пластового флюида и оценки проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления; • отбор высококачественных проб пластовых флюидов; • определение анизотропии проницаемости; • «мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера для определения свойств пласта и отбора проб; • замеры давления гидроразрыва в пластовых условия путем проведения «мини-ГРП». Динамический испытатель пластов на кабеле в обсаженной скважине — CHDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах, производить оценки подвиж- kr — радиальная или горизонтальная проницаемость, kv — вертикальная проницаемость, ks — сферическая проницаемость, определяемая соотношением: ks3 = kr2 · kv , kd — проницаемость, оцениваемая по динамическому перепаду давления по кривой падения давления — КПД. Для идеального точечного стока kd = ks, однако, для измерительного зонда с ограниченными размерами она может отличаться от ks ,1 ⎛ t + Δt ⎞ log ⎜ p — радиальная ⎝ Δt ⎟⎠ временная функция, ности пластового флюида и проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления, а также отбор высококачественных проб пластовых флюидов в скважине с обсадной колонной. Слева на рис. 1 показан входящий в состав MDT многозондовый модуль замера давлений, используемый для оценок горизонтальной и вертикальной проницаемостей и неоднородности пласта, а также стандартных замеров пластового давления. Справа показан двухпакерный модуль, в котором применяются надувные пакеры для изоляции исследуемого интервала скважины. Используемые термины и обозначения В тексте данной статьи будут использоваться следующие термины проницаемости, входящие в комплексные параметры подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности: Нефтегазовое Обозрение 1 1 − — сферическая Δt t p + Δt временная функция. 1 Подробно данные определения проницаемости рассматриваются в: Dussan V.E.B. and Sharma Y.: “Analysis of the Pressure Response of a Single-Probe Formation Tester.” SPE 16801, 1992. Осень 2005 Сторэдж-эффект — искажение КВД (КПД) за счет послепритока из пласта (послеоттока в пласт), вызванного сжимаемостью жидкости. Наблюдается, как правило, в начальный период регистрации КВД (КПД), непосредственно после прекращения (начала) отбора жидкости. DST (Drill Stem Test) — исследование пластоиспытателем на трубах. Далее в тексте будут использованы следующие названия различных модулей испытателя пластов: Однозондовый измерительный модуль — зонд на пакере прижимается к стенке скважины. Многозондовый измерительный модуль — зонды на пакерах прижимаются к стенке скважины. Включает в себя депрессионный зонд, горизонтальный регистрирующий зонд и вертикальный регистрирующий зонд. Двухпакерный модуль — исследуемый интервал изолируется надувными пакерами. Манометры (кварцевый и пьезометрический) — одновременно используются как в измерительных зондах, прижимающихся к стенке скважины, так и в двухпакерном модуле, распакерущем исследуемый интервал. Оптические анализаторы флюида — используются для разграничения фракционных составов отбираемых жидкостей. Модуль контроля потока — позволяет контролировать дебит отбора жидкости. Модуль откачки (глубинный насос) — позволяет отбирать жидкость из пласта, а также закачивать жидкость в пласт. Мультипроботборный модуль с шестью отборными камерами для отбора представительных проб пластового флюида для термодинамического PVT-анализа. Три типа отборных камер для отбора проб пластового флюида. 31 Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT Вертикальный зонд Горизонтальный зонд В последние годы в различных нефтегазоносных регионах Российской Федерации отмечается рост объемов специальных исследований приборами, разработанными компанией Шлюмберже. Одними из самых широко используемых в мире приборов при проведении исследований скважин на кабеле являются модульные испытатели пластов. Целью настоящей статьи Депрессионный зонд является ознакомление читателей с различными возможностями этих приборов при комплексном решении гидродинамических задач, особенно при проведении сложных и нестандартных исследований. Также проведен сравнительный анализ различных методик оценки подвижности пластового флюида, используемых при проведении исследований испытателями пластов на кабеле. Данный обзор подготовлен в московском центре компании Шлюмберже, где проводится количественная интерпретация результатов всех Хассан Акрам Исламабад, Пакистан Владислав Ашуров Москва, Россия MDT (Modular Formation Dynamics Tester), CHDT (Cased Hole Dynamics Tester), FMI (Fullbore Formation MicroImager), USI (UltraSonic Imager), OFA (Optical Fluid Analyzer), LFA (Life Fluid Analyzer) и GCA (Gas Condensate Analyzer) являются торговыми марками компании Шлюмберже. 30 полевых исследований, проводимых на территории Российской Федерации. Рис. 1. Основные гидродинамические модули прибора MDT. Модульный динамический испытатель пластов на кабеле MDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять следующие исследования в открытом стволе скважины: • замеры пластового давления на разных глубинах; расчет подвижности пластового флюида и оценки проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления; • отбор высококачественных проб пластовых флюидов; • определение анизотропии проницаемости; • «мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера для определения свойств пласта и отбора проб; • замеры давления гидроразрыва в пластовых условия путем проведения «мини-ГРП». Динамический испытатель пластов на кабеле в обсаженной скважине — CHDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах, производить оценки подвиж- kr — радиальная или горизонтальная проницаемость, kv — вертикальная проницаемость, ks — сферическая проницаемость, определяемая соотношением: ks3 = kr2 · kv , kd — проницаемость, оцениваемая по динамическому перепаду давления по кривой падения давления — КПД. Для идеального точечного стока kd = ks, однако, для измерительного зонда с ограниченными размерами она может отличаться от ks ,1 ⎛ t + Δt ⎞ log ⎜ p — радиальная ⎝ Δt ⎟⎠ временная функция, ности пластового флюида и проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления, а также отбор высококачественных проб пластовых флюидов в скважине с обсадной колонной. Слева на рис. 1 показан входящий в состав MDT многозондовый модуль замера давлений, используемый для оценок горизонтальной и вертикальной проницаемостей и неоднородности пласта, а также стандартных замеров пластового давления. Справа показан двухпакерный модуль, в котором применяются надувные пакеры для изоляции исследуемого интервала скважины. Используемые термины и обозначения В тексте данной статьи будут использоваться следующие термины проницаемости, входящие в комплексные параметры подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности: Нефтегазовое Обозрение 1 1 − — сферическая Δt t p + Δt временная функция. 1 Подробно данные определения проницаемости рассматриваются в: Dussan V.E.B. and Sharma Y.: “Analysis of the Pressure Response of a Single-Probe Formation Tester.” SPE 16801, 1992. Осень 2005 Сторэдж-эффект — искажение КВД (КПД) за счет послепритока из пласта (послеоттока в пласт), вызванного сжимаемостью жидкости. Наблюдается, как правило, в начальный период регистрации КВД (КПД), непосредственно после прекращения (начала) отбора жидкости. DST (Drill Stem Test) — исследование пластоиспытателем на трубах. Далее в тексте будут использованы следующие названия различных модулей испытателя пластов: Однозондовый измерительный модуль — зонд на пакере прижимается к стенке скважины. Многозондовый измерительный модуль — зонды на пакерах прижимаются к стенке скважины. Включает в себя депрессионный зонд, горизонтальный регистрирующий зонд и вертикальный регистрирующий зонд. Двухпакерный модуль — исследуемый интервал изолируется надувными пакерами. Манометры (кварцевый и пьезометрический) — одновременно используются как в измерительных зондах, прижимающихся к стенке скважины, так и в двухпакерном модуле, распакерущем исследуемый интервал. Оптические анализаторы флюида — используются для разграничения фракционных составов отбираемых жидкостей. Модуль контроля потока — позволяет контролировать дебит отбора жидкости. Модуль откачки (глубинный насос) — позволяет отбирать жидкость из пласта, а также закачивать жидкость в пласт. Мультипроботборный модуль с шестью отборными камерами для отбора представительных проб пластового флюида для термодинамического PVT-анализа. Три типа отборных камер для отбора проб пластового флюида. 31 ГК φ Давление Sw Интервалы перфорации Пласт 1 Газ Градиент начального пластового давления Профиль давления на разрабатываемом месторождении Давление X500 Регистрируемое давление, Pз Глубина, м Пласт 2 Пластовое давление, ~ Pп X530 Δt = продолжительность отбора Пласт 3 Нефть Время Рис. 5. Последовательность проведения стандартного замера пластового давления. Глубина X560 Пласт 4 Вода X30 X37 На рис. 5 приведена последовательность замеров гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления в ходе проведения стандартного исследования. Измерительный зонд прижимается к стенке скважины и замеряет давление в течение периода, соответствующего отбору определенного объема жидкости. При этом регистрируется кривая падения давления — КПД. Далее следует период восстановления давления, при этом регистрируется кривая восстановления давления — КВД. X44 Давление, атм Рис. 2. Градиент давления в неразрабатываемой залежи. 32 Пласт 5 Рис. 3. Профиль давления в скважине на разрабатываемом месторождении. Скважина 1 Скважина 2 Газоводяной контакт Глубина Замеры пластового давления Замеры пластового давления позволяют определить положение границ раздела пластовых флюидов по перегибу прямых, проведенных через точки, где было замерено пластовое давление, а также оценить плотности пластовых флюидов по градиентам замеренного пластового давления (рис. 2). При разведке месторождений определение границ раздела флюидов представляет особую важность. Сопоставление профиля давления в скважине на разрабатываемом месторождении с градиентом начального пластового давления используется для определения степени вовлечения в разработку различных частей пласта. На рис. 3 приведен пример такого сопоставления, где красной кривой показан профиль давления на разрабатываемом месторождении, а синей прямой — градиент начального пластового давления. Полученная информация впоследствии может использоваться для оптимизации стратегии добычи/закачки, вскрытия не вовлеченных в разработку интервалов, выбора расположения новых скважин. Применение MDT в нескольких скважинах позволяет определить гидродинамическую сообщаемость (режимы давления) разных частей залежи (рис. 4) по распределению градиентов давления. Это в свою очередь дает дополнительную информацию для выбора расположения новых скважин. Газоводяной контакт Скважина 1 Скважина 2 Давление Рис. 4. Применение MDT в нескольких скважинах. Нефтегазовое Обозрение Различные методы оценки фильтрационных свойств коллекторов Использование MDT предусматривает несколько способов определения свойств пласта2. Параметры околоскважинной зоны могут быть получены из анализа кривых падения и восстановления давления, регистрируемых в ходе замеров пластового давления. Кроме того, благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину, а также модуля двойного пакера (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего выделить интервал для исследования от 1 до 3,4 м, возможно провести т.н. «мини-DST» исследование (аналог исследования испытателем пластов на трубах), позволяющее получить свойства пласта на большем радиусе исследования. Использование MDT в такой компоновке позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспыта2 Akram H.: “MDT Field Interpretation Notes on Pressure Interpretation.” Schlumberger. 3 Stewart G. and Wittmann M.: “Interpretation of the Pressure Response of the Repeat Formation Tester.” SPE 8362, 1979. Осень 2005 тель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Существует три метода оценки фильтрационных свойств породы по замерам давления в ходе пластовых исследований: 1. В случае, если в конце периода отбора КПД выходит на асимптоту, применяется аналитическая формула точечного стока. В дальнейшем, для обозначения проницаемости, рассчитанной с использованием данного метода, будет использоваться термин «проницаемость по КПД». 2. По аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от «радиальной» или «сферической» временной функции. 3. По наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой соответствующей аналитической модели. При этом должно выполнятся условие совпадения истории давления в ходе всего исследования (КПД и КВД) с расчетной, полученной в рамках модели. Первый метод позволяет оценить подвижность пластового флюида на всех глубинах, где проводится замер пластового давления. Подвижность пластового флюида может быть использована для оценки проницаемости в призабойной зоне пласта. Обладая точной информацией о вязкости отбираемой жидкости в пластовых условиях, можно оценить проницаемость. При проведении стандартных MDT замеров давления в течение периода, соответствующего отбору небольшого объема жидкости (до 20 см3), отбираемой жидкостью является фильтрат бурового раствора. Однако, при анализе более продолжительных исследований с использованием модуля откачки — глубинного насоса, интерпретатор не располагает достоверной информацией о вязкости пластового флюида (особенно в случае, когда речь идет о разведочной скважине) и потому может оценить только подвижность (k /μ) или коэффициент гидропроводности (kh/μ), но не проницаемость. Таким образом, проницаемость можно оценить через комплексные параметры подвижности пластового флюида или гидропроводности. Второй и третий методы представляют собой стандартные методы интерпретации КВД. Оценка подвижности по КПД Оценка проницаемости по динамическому давлению КПД требует использования псевдоустановившегося динамического давления3. C помощью пластоиспытателя на кабеле это может быть достигнуто в пластах с подвижностью пластового флюида вплоть до нескольких мД/сП, при условии использования в ходе исследований модуля контроля течения, а также модуля откачки — глубинного насоса. Если по мере отбора жидкости из пласта, КПД существенно сглаживается, что указывает на достижение псевдо-установившегося давления, то для расчета подвижности может быть использована следующая формула: kd q . =C∗ μ Δp Константа С* учитывает геометрию измерительного зонда (пробоотборника), q — дебит отбираемой жидкости в течение исследования, ΔP — перепад давления по мере отбора жидкости. Такая оценка подвижности пластового флюида предполагает равенство нулю общего скин-фактора. Следовательно, рассчитываемая подвижность может быть больше реальной в случае если скин-фактор положительный. Необходимо также отметить, что рассчитанная таким образом подвижность, соответствует сферическому режиму течения в случае идеального точечного стока. Однако, измерительный зонд обладает ограниченными размерами, что в сильно анизотропных пластах приводит к тому, что полученная таким образом подвижность пластового флюида может сильно отличаться от сферической подвижности. 33 ГК φ Давление Sw Интервалы перфорации Пласт 1 Газ Градиент начального пластового давления Профиль давления на разрабатываемом месторождении Давление X500 Регистрируемое давление, Pз Глубина, м Пласт 2 Пластовое давление, ~ Pп X530 Δt = продолжительность отбора Пласт 3 Нефть Время Рис. 5. Последовательность проведения стандартного замера пластового давления. Глубина X560 Пласт 4 Вода X30 X37 На рис. 5 приведена последовательность замеров гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления в ходе проведения стандартного исследования. Измерительный зонд прижимается к стенке скважины и замеряет давление в течение периода, соответствующего отбору определенного объема жидкости. При этом регистрируется кривая падения давления — КПД. Далее следует период восстановления давления, при этом регистрируется кривая восстановления давления — КВД. X44 Давление, атм Рис. 2. Градиент давления в неразрабатываемой залежи. 32 Пласт 5 Рис. 3. Профиль давления в скважине на разрабатываемом месторождении. Скважина 1 Скважина 2 Газоводяной контакт Глубина Замеры пластового давления Замеры пластового давления позволяют определить положение границ раздела пластовых флюидов по перегибу прямых, проведенных через точки, где было замерено пластовое давление, а также оценить плотности пластовых флюидов по градиентам замеренного пластового давления (рис. 2). При разведке месторождений определение границ раздела флюидов представляет особую важность. Сопоставление профиля давления в скважине на разрабатываемом месторождении с градиентом начального пластового давления используется для определения степени вовлечения в разработку различных частей пласта. На рис. 3 приведен пример такого сопоставления, где красной кривой показан профиль давления на разрабатываемом месторождении, а синей прямой — градиент начального пластового давления. Полученная информация впоследствии может использоваться для оптимизации стратегии добычи/закачки, вскрытия не вовлеченных в разработку интервалов, выбора расположения новых скважин. Применение MDT в нескольких скважинах позволяет определить гидродинамическую сообщаемость (режимы давления) разных частей залежи (рис. 4) по распределению градиентов давления. Это в свою очередь дает дополнительную информацию для выбора расположения новых скважин. Газоводяной контакт Скважина 1 Скважина 2 Давление Рис. 4. Применение MDT в нескольких скважинах. Нефтегазовое Обозрение Различные методы оценки фильтрационных свойств коллекторов Использование MDT предусматривает несколько способов определения свойств пласта2. Параметры околоскважинной зоны могут быть получены из анализа кривых падения и восстановления давления, регистрируемых в ходе замеров пластового давления. Кроме того, благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину, а также модуля двойного пакера (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего выделить интервал для исследования от 1 до 3,4 м, возможно провести т.н. «мини-DST» исследование (аналог исследования испытателем пластов на трубах), позволяющее получить свойства пласта на большем радиусе исследования. Использование MDT в такой компоновке позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспыта2 Akram H.: “MDT Field Interpretation Notes on Pressure Interpretation.” Schlumberger. 3 Stewart G. and Wittmann M.: “Interpretation of the Pressure Response of the Repeat Formation Tester.” SPE 8362, 1979. Осень 2005 тель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Существует три метода оценки фильтрационных свойств породы по замерам давления в ходе пластовых исследований: 1. В случае, если в конце периода отбора КПД выходит на асимптоту, применяется аналитическая формула точечного стока. В дальнейшем, для обозначения проницаемости, рассчитанной с использованием данного метода, будет использоваться термин «проницаемость по КПД». 2. По аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от «радиальной» или «сферической» временной функции. 3. По наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой соответствующей аналитической модели. При этом должно выполнятся условие совпадения истории давления в ходе всего исследования (КПД и КВД) с расчетной, полученной в рамках модели. Первый метод позволяет оценить подвижность пластового флюида на всех глубинах, где проводится замер пластового давления. Подвижность пластового флюида может быть использована для оценки проницаемости в призабойной зоне пласта. Обладая точной информацией о вязкости отбираемой жидкости в пластовых условиях, можно оценить проницаемость. При проведении стандартных MDT замеров давления в течение периода, соответствующего отбору небольшого объема жидкости (до 20 см3), отбираемой жидкостью является фильтрат бурового раствора. Однако, при анализе более продолжительных исследований с использованием модуля откачки — глубинного насоса, интерпретатор не располагает достоверной информацией о вязкости пластового флюида (особенно в случае, когда речь идет о разведочной скважине) и потому может оценить только подвижность (k /μ) или коэффициент гидропроводности (kh/μ), но не проницаемость. Таким образом, проницаемость можно оценить через комплексные параметры подвижности пластового флюида или гидропроводности. Второй и третий методы представляют собой стандартные методы интерпретации КВД. Оценка подвижности по КПД Оценка проницаемости по динамическому давлению КПД требует использования псевдоустановившегося динамического давления3. C помощью пластоиспытателя на кабеле это может быть достигнуто в пластах с подвижностью пластового флюида вплоть до нескольких мД/сП, при условии использования в ходе исследований модуля контроля течения, а также модуля откачки — глубинного насоса. Если по мере отбора жидкости из пласта, КПД существенно сглаживается, что указывает на достижение псевдо-установившегося давления, то для расчета подвижности может быть использована следующая формула: kd q . =C∗ μ Δp Константа С* учитывает геометрию измерительного зонда (пробоотборника), q — дебит отбираемой жидкости в течение исследования, ΔP — перепад давления по мере отбора жидкости. Такая оценка подвижности пластового флюида предполагает равенство нулю общего скин-фактора. Следовательно, рассчитываемая подвижность может быть больше реальной в случае если скин-фактор положительный. Необходимо также отметить, что рассчитанная таким образом подвижность, соответствует сферическому режиму течения в случае идеального точечного стока. Однако, измерительный зонд обладает ограниченными размерами, что в сильно анизотропных пластах приводит к тому, что полученная таким образом подвижность пластового флюида может сильно отличаться от сферической подвижности. 33 105 Теоретически показано4, что в пластах, где коэффициент анизотропии — kv /kh = 0,01, kd ≈ 2· ks , т.е. подвижность, полученная по КПД для такого теста, может быть в два раза больше сферической подвижности. Время от начала исследования, с 27,6 Графики производной КВД: 33,6 42,6 58,8 99,3 1018,2 3055 Сферическая временная функция Радиальная временная функция 4 Dussan and Sharma, ссылка 1. 5 Stewart and Wittmann, ссылка 3. 34 Производная давления, psia 104 Сферический режим течения 103 3045 Δ t = 73,8 с 3040 Δ t = 40,2 с 3035 Радиальный режим течения 3030 0,050 0,040 0,030 0,020 0,010 0,000 Сферическая временная функция 102 100 101 102 103 Время от начала исследования, с Время от начала исследования, с Рис. 6. Логарифмический график идентификации режима течения. 3050 72,6 89,4 114,3 156,0 239,7 490,2 1018,2 Δ t = 594,6 с В случае, если имеются как сферическая, так и радиальная проницаемости, возможно оценить анизотропию проницаемости в вертикальном направлении при помощи соотношения ks3 = kr2 · kv . Оценка подвижности по наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой, соответствующей аналитической модели Зачастую КВД ограничена периодом преобладания сторэдж-эффекта, а оценка подвижности по КПД невозможна ввиду недостаточной для выхода на установившийся режим продолжительности отбора. В этом случае интерпретация КВД проводится путем подбора соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели). Делается предположение о равенстве нулю составляющей скин-фактора, обусловленной загрязнением прискважинной зоны. При этом составляющая скин-фактора, вызванная сгущением линий тока вокруг измерительного зонда (пробоотборника) известна и используется при анализе4. Следует отметить, что кривая производной давления зачастую продолжает падать даже после окончания сторэдж-периода на КВД, а потому точно распознать момент окончания сторэдж-пе- риода не всегда представляется возможным. Среди причин такого поведения производной можно назвать эффект малой продолжительности отбора или стабилизация манометров после перегрузки, а также неоднородность пласта. Так как интерпретация проводится в предположении отсутствия загрязнения прискважинной зоны пласта (соответствующая составляющая скин-фактора равна нулю), то полученную в результате проницаемость следует рассматривать как оценку по порядку величины. Отметим, что форма кривой производной также является полезным индикатором, по которому судят о том, действительно ли данная КВД несет в себе характеристику пласта или представляет собой ее искажение, вызванное наличием негерметичности уплотнения в каком-либо из элементов системы. Сравнительный анализ оценок подвижности, полученных тремя рассмотренными методами Анализ КВД стандартных исследований при помощи прибора MDT возможен только для сравнительно низкопроницаемых пород. В качестве эмпирического правила, ограничивающего диапазон подвижности можно принять следующую формулировку: подвижность должна быть порядка 10 мД/сП или ниже. Од- Нефтегазовое Обозрение 3045 Производная давления, psia Оценка подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности по аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от радиальной или сферической временной функции В случае, если графики радиальной и сферической производной, построенные в логарифмическом масштабе, одновременно указывают на наличие сферического течения, тогда для оценки проницаемости предпочтительно использовать линейную аппроксимацию КВД в сферических координатах5. Полученная таким образом подвижность, в основном, определяется характером изменения давления на заключительном этапе КВД. При этом зона исследования имеет радиус порядка нескольких метров и получаемая подвижность может быть использована для оценки проницаемости, представляющей в данном случае так называемую сферическую проницаемость, определяемую соотношением: ks3 = kr2 ·kv (горизонтальной анизотропией между kx и ky пренебрегаем). При достаточно длительных и интенсивных отборах, предшествующих регистрации КВД, а также при исследовании пластов малой мощности, на кривой восстановления давления может наблюдаться радиальное течение. Индикатором возникновения радиального течения также является поведение радиальной и сферической производных КВД, построенных в логарифмическом масштабе. В этом случае проницаемость определяется через коэффициент гидропроводности — krh/μ, при помощи линейной аппроксимации КВД в радиальных координатах (метод Хорнера). Как и в первом случае, найденная таким образом проницаемость определяется свойствами породы и пластового флюида на расстоянии от одного до нескольких метров вглубь пласта. На рис. 6 приведен пример логарифмического графика определения режима течения по производной КВД, записанной манометром, расположенном в измерительном зонде. На рис. 7 приведены ее линейные аппроксимации в сферических и радиальных координатах для оценки сферической и радиальной проницаемостей соответственно. Производная давления, psia 3050 3040 3035 Δ t = 197,7 с 3030 3025 3020 0,120 0,100 0,080 0,060 0,040 0,020 0,000 Радиальная временная функция Рис. 7. Линейная аппроксимация КВД в сферических и радиальных координатах. нако, верхнюю границу диапазона можно поднять, увеличивая продолжительность и интенсивность отбора во время КПД. Данное требование может быть выполнено благодаря использованию компоновки MDT, включающей модуль двойного пакера в комбинации с модулем откачки — глубинным насосом (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»). В более проницаемых породах недостаточная продолжительность отбора стандарт- Осень 2005 ного исследования MDT приводит к увеличению скорости восстановления давления после прекращения отбора. Это, в свою очередь, приводит к перегрузке манометров и, как следствие, потере достоверности большей части КВД. В таких случаях подвижность определяется по установившемуся динамическому давлению КПД. Точность оценки подвижности по КПД существенно ниже по сравнению с анализом КВД в силу того, что оценка по КПД не делает различия между из- начально низкой проницаемостью пласта и снижением проницаемости за счет загрязнения прискважинной зоны. Использование вышеописанных методов предполагает хорошее согласие оцениваемых параметров (подвижности или проницаемости), чего, однако, зачастую не происходит. Причиной расхождения является то, что, строго говоря, каждый из этих методов исследует разные объемы пород зоны дренирования, где по своему происходит осреднение параметров. Ниже приведены наиболее часто встречающиеся разногласия и их причины. Подвижность по КПД (первый метод оценки подвижности) — kd /μ, зачастую дает более высокие оценки по сравнению с подвижностью, полученной из анализа КВД — ks /μ. В идеале, оба метода в качестве результата дают оценку сферической подвижности. Основной же причиной различия получаемых оценок является разный радиус исследования. Для стандартного замера пластового давления MDT, радиус исследования по КПД составляет порядка нескольких сантиметров, в то время, как радиус исследования для КВД возрастает до нескольких метров, т.к. продолжительность отбора, соответствующая КПД значительно меньше продолжительности записи КВД. Порода, как правило, слоиста и неоднородна и потому проницаемость в вертикальном направлении kv , определенная на отрезке в несколько сантиметров обычно выше значения kv , определенного на нескольких метрах. При попытке определить эту же величину в элементе пласта радиусом в десятки метров проницаемость может еще более снизиться. Таким образом, подвижность по КПД будет выше, чем значение подвижности, полученное путем анализа КВД, характеризующегося большей, чем КПД глубиной исследования. Кроме того, следует отметить, что с увеличением радиуса исследования свойства насыщающих жидкостей также могут меняться. Так, например, в случае, когда нефтенасыщенный пласт разбуривается с применением раствора на водной основе, метод, основанный на КПД, даст относительную проницаемость фильтрата бурового раствора, в то время как анализ КВД позволяет определить относительную проницаемость по нефти. Другой причиной отклонения является то, что одновременное использование обоих методов для анализа пластовых исследований возможно только в ограниченном диапазоне проницаемостей: от нескольких мД/сП до нескольких десятков мД/сП. Предположим, что рассматриваемому пласту присуща как 35 105 Теоретически показано4, что в пластах, где коэффициент анизотропии — kv /kh = 0,01, kd ≈ 2· ks , т.е. подвижность, полученная по КПД для такого теста, может быть в два раза больше сферической подвижности. Время от начала исследования, с 27,6 Графики производной КВД: 33,6 42,6 58,8 99,3 1018,2 3055 Сферическая временная функция Радиальная временная функция 4 Dussan and Sharma, ссылка 1. 5 Stewart and Wittmann, ссылка 3. 34 Производная давления, psia 104 Сферический режим течения 103 3045 Δ t = 73,8 с 3040 Δ t = 40,2 с 3035 Радиальный режим течения 3030 0,050 0,040 0,030 0,020 0,010 0,000 Сферическая временная функция 102 100 101 102 103 Время от начала исследования, с Время от начала исследования, с Рис. 6. Логарифмический график идентификации режима течения. 3050 72,6 89,4 114,3 156,0 239,7 490,2 1018,2 Δ t = 594,6 с В случае, если имеются как сферическая, так и радиальная проницаемости, возможно оценить анизотропию проницаемости в вертикальном направлении при помощи соотношения ks3 = kr2 · kv . Оценка подвижности по наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой, соответствующей аналитической модели Зачастую КВД ограничена периодом преобладания сторэдж-эффекта, а оценка подвижности по КПД невозможна ввиду недостаточной для выхода на установившийся режим продолжительности отбора. В этом случае интерпретация КВД проводится путем подбора соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели). Делается предположение о равенстве нулю составляющей скин-фактора, обусловленной загрязнением прискважинной зоны. При этом составляющая скин-фактора, вызванная сгущением линий тока вокруг измерительного зонда (пробоотборника) известна и используется при анализе4. Следует отметить, что кривая производной давления зачастую продолжает падать даже после окончания сторэдж-периода на КВД, а потому точно распознать момент окончания сторэдж-пе- риода не всегда представляется возможным. Среди причин такого поведения производной можно назвать эффект малой продолжительности отбора или стабилизация манометров после перегрузки, а также неоднородность пласта. Так как интерпретация проводится в предположении отсутствия загрязнения прискважинной зоны пласта (соответствующая составляющая скин-фактора равна нулю), то полученную в результате проницаемость следует рассматривать как оценку по порядку величины. Отметим, что форма кривой производной также является полезным индикатором, по которому судят о том, действительно ли данная КВД несет в себе характеристику пласта или представляет собой ее искажение, вызванное наличием негерметичности уплотнения в каком-либо из элементов системы. Сравнительный анализ оценок подвижности, полученных тремя рассмотренными методами Анализ КВД стандартных исследований при помощи прибора MDT возможен только для сравнительно низкопроницаемых пород. В качестве эмпирического правила, ограничивающего диапазон подвижности можно принять следующую формулировку: подвижность должна быть порядка 10 мД/сП или ниже. Од- Нефтегазовое Обозрение 3045 Производная давления, psia Оценка подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности по аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от радиальной или сферической временной функции В случае, если графики радиальной и сферической производной, построенные в логарифмическом масштабе, одновременно указывают на наличие сферического течения, тогда для оценки проницаемости предпочтительно использовать линейную аппроксимацию КВД в сферических координатах5. Полученная таким образом подвижность, в основном, определяется характером изменения давления на заключительном этапе КВД. При этом зона исследования имеет радиус порядка нескольких метров и получаемая подвижность может быть использована для оценки проницаемости, представляющей в данном случае так называемую сферическую проницаемость, определяемую соотношением: ks3 = kr2 ·kv (горизонтальной анизотропией между kx и ky пренебрегаем). При достаточно длительных и интенсивных отборах, предшествующих регистрации КВД, а также при исследовании пластов малой мощности, на кривой восстановления давления может наблюдаться радиальное течение. Индикатором возникновения радиального течения также является поведение радиальной и сферической производных КВД, построенных в логарифмическом масштабе. В этом случае проницаемость определяется через коэффициент гидропроводности — krh/μ, при помощи линейной аппроксимации КВД в радиальных координатах (метод Хорнера). Как и в первом случае, найденная таким образом проницаемость определяется свойствами породы и пластового флюида на расстоянии от одного до нескольких метров вглубь пласта. На рис. 6 приведен пример логарифмического графика определения режима течения по производной КВД, записанной манометром, расположенном в измерительном зонде. На рис. 7 приведены ее линейные аппроксимации в сферических и радиальных координатах для оценки сферической и радиальной проницаемостей соответственно. Производная давления, psia 3050 3040 3035 Δ t = 197,7 с 3030 3025 3020 0,120 0,100 0,080 0,060 0,040 0,020 0,000 Радиальная временная функция Рис. 7. Линейная аппроксимация КВД в сферических и радиальных координатах. нако, верхнюю границу диапазона можно поднять, увеличивая продолжительность и интенсивность отбора во время КПД. Данное требование может быть выполнено благодаря использованию компоновки MDT, включающей модуль двойного пакера в комбинации с модулем откачки — глубинным насосом (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»). В более проницаемых породах недостаточная продолжительность отбора стандарт- Осень 2005 ного исследования MDT приводит к увеличению скорости восстановления давления после прекращения отбора. Это, в свою очередь, приводит к перегрузке манометров и, как следствие, потере достоверности большей части КВД. В таких случаях подвижность определяется по установившемуся динамическому давлению КПД. Точность оценки подвижности по КПД существенно ниже по сравнению с анализом КВД в силу того, что оценка по КПД не делает различия между из- начально низкой проницаемостью пласта и снижением проницаемости за счет загрязнения прискважинной зоны. Использование вышеописанных методов предполагает хорошее согласие оцениваемых параметров (подвижности или проницаемости), чего, однако, зачастую не происходит. Причиной расхождения является то, что, строго говоря, каждый из этих методов исследует разные объемы пород зоны дренирования, где по своему происходит осреднение параметров. Ниже приведены наиболее часто встречающиеся разногласия и их причины. Подвижность по КПД (первый метод оценки подвижности) — kd /μ, зачастую дает более высокие оценки по сравнению с подвижностью, полученной из анализа КВД — ks /μ. В идеале, оба метода в качестве результата дают оценку сферической подвижности. Основной же причиной различия получаемых оценок является разный радиус исследования. Для стандартного замера пластового давления MDT, радиус исследования по КПД составляет порядка нескольких сантиметров, в то время, как радиус исследования для КВД возрастает до нескольких метров, т.к. продолжительность отбора, соответствующая КПД значительно меньше продолжительности записи КВД. Порода, как правило, слоиста и неоднородна и потому проницаемость в вертикальном направлении kv , определенная на отрезке в несколько сантиметров обычно выше значения kv , определенного на нескольких метрах. При попытке определить эту же величину в элементе пласта радиусом в десятки метров проницаемость может еще более снизиться. Таким образом, подвижность по КПД будет выше, чем значение подвижности, полученное путем анализа КВД, характеризующегося большей, чем КПД глубиной исследования. Кроме того, следует отметить, что с увеличением радиуса исследования свойства насыщающих жидкостей также могут меняться. Так, например, в случае, когда нефтенасыщенный пласт разбуривается с применением раствора на водной основе, метод, основанный на КПД, даст относительную проницаемость фильтрата бурового раствора, в то время как анализ КВД позволяет определить относительную проницаемость по нефти. Другой причиной отклонения является то, что одновременное использование обоих методов для анализа пластовых исследований возможно только в ограниченном диапазоне проницаемостей: от нескольких мД/сП до нескольких десятков мД/сП. Предположим, что рассматриваемому пласту присуща как 35 6 Влияние анизотропии на рассчитываемые параметры по результатам исследований испытателями пластов на кабеле подробно рассматривается в: Dussan and Sharma, ссылка 1. 7 Smith A.R., Fincher D.V., Nishida K., Mullins O.C., Schroeder R.J. and Yamate T.: “In-Situ Optical Fluid Analysis as an Aid to Wireline Formation Sampling.” SPE 26496, 1993. 36 Газовый анализатор Однофазный Жидкость Лампа Выпадение асфальтенов Критическая точка Начальные пластовые условия Давление микро-, так и макронеоднородность. Предположим также, что зонд попал в сравнительно высокопроницаемую область, окруженную более плотными породами. Тогда вероятность одновременного получения двух надежных оценок выше, чем в обратной ситуации (низкопроницаемый прослой, окруженный высокопроницаемыми породами), приводящей зачастую к искажению результатов обоих методов. Кроме того, следует отметить и вклад геометрии зонда. В пластах с выраженной вертикальной анизотропией, подвижность по КПД выше благодаря тому, что на нее большее влияние оказывает горизонтальная проницаемость kr , в силу чего подвижность по КПД отклоняется от чисто сферической. Так, вертикальная анизотропия, при которой вертикальная подвижность в сто раз меньше горизонтальной, приводит к тому, что проницаемость по КПД превышает сферическую более, чем в два раза.6 В случае, если КВД выходит за границы периода преобладания сторэдж-эффекта, оценка подвижности линейной экстраполяцией КВД в сферических/радиальных координатах и подбором соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели) хорошо согласуются между собой. На начальном этапе регистрации КВД возможно не слишком хорошее совпадение модельной кривой и диагностического графика КВД. Это объясняется продолжающейся стабилизацией манометра, а также сложным характером наблюдающегося на этом этапе течения, представляющего переходную форму между полусферическим и сферическим течениями и осложненную присутствием стенки скважины, также искажающей распределение линий тока. Если величина проницаемости по КПД, kd хорошо согласуется с проницаемостью, полученной из анализа КВД, ks , это указывает на то, что пласт достаточно однороден, а анизотропия проницаемости невелика. Следует иметь в виду, что в практическом плане наибольший интерес представляет горизонтальная проницаемость kr , так как при радиальном режиме течения именно эта компонента проницаемости используется для оценки продуктивности пласта и именно ее мы Поток флюида 100% Традиционный Трубка потока Анализатор жидкости 75% 50% Вода Газ 25% 0% Нефть Газ Рис. 10. Принцип работы оптических анализаторов флюида MDT/CHDT. Температура соответствующий радиальному течению. Таким образом проницаемость в 80 мД (согласно условиям вышерассмотренного примера) может быть получена напрямую из анализа КВД DST-исследования. Рис. 8. Схема традиционного и однофазного отбора проб. POPV BFR1 (галлон) (Ом·м) 35 30 1,4 1,2 BSG1 (psi) 7000 2 3/4 галлона 6000 6 галлонов BSG1 (давление в пробоотборнике) 25 1,0 5000 20 0,8 4000 15 0,6 3000 10 0,4 2000 5 0,2 1000 0 0,0 0 BFR1 (удельное электрическое сопротивление в трубке потока) POPV (совокупный прокачиваемый объем) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Время, мин Рис.9. График производительности модуля откачки, давления и удельного электрического сопротивления флюида в трубке потока. имеем в виду под символом «k». Сферическая проницаемость ks , зависящая от степени анизотропии пласта может быть намного ниже горизонтальной. Рассмотрим пласт с «k» равной 80 мД и соответствующим этой проницаемости коэффициентом продуктивности. Предположим, что вертикальная проницаемость в сто раз ниже горизонтальной. Испытатель пластов на кабеле при исследовании данного пласта даст сферическую проницаемость k s = 3 k r2 ⋅ kv = 3 80 ⋅ 80 ⋅ 0, 8 = 17, 2 Мд . Коэффициент продуктивности, рассчитанный по ks , будет значительно ниже рассчитанного по «k», и это важно помнить при использовании оценок сферической проницаемости, полученных из исследований с использованием испытателей пластов на кабеле. Выделить радиальную проницаемость из сферической позволяет знание анизотропии. Альтернативой этому может служить проведение «мини-DST» исследования (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего создать более глубокий перепад давлений. Благодаря этому последующий период восстановления давления может содержать участок, Нефтегазовое Обозрение Отбор проб пластовых флюидов Двумя основными причинами отбора проб являются необходимость подтверждения присутствия углеводородов и определения свойств пластовых флюидов. MDT позволяет проводить отбор проб при незначительных перепадах давления, что способствует получению представительных образцов пластовых флюидов. Кроме того, MDT предоставляет возможность контролировать в режиме реального времени качество отбираемого флюида, с целью предотвращения загрязнения пробы буровым раствором7. Это дает уверенность в представительности полученного образца пластового флюида. Представительные образцы необходимы для определения PVT свойств пластовых флюидов, таких как давление насыщения, объемный коэффициент и вязкость. Эти данные, в свою очередь, используются для оптимизации стратегии разработки месторождения. Количество пробоотборных модулей ограничивается только прочностью кабеля и условиями в скважине. Одним из возможных вариантов для проведения исследований с длинными компоновками скважинных приборов, а также в условиях горизонтальных и наклоннонаправленных скважин является система проведения исследований на трубах. Мультипробоотборный модуль позволяет производить отбор нескольких качественных проб для термодинамического PVT анализа в ходе одной спускоподъемной операции MDT. Осень 2005 Во время одной спускоподъемной операции можно исследовать несколько различных продуктивных интервалов и получить несколько проб из одного продуктивного интервала. Помимо модулей для отбора проб емкостями 1, 2 3/4 и 6 галлонов (3785, 10 410 и 22 712 см3 соответственно) MDT можно оснастить двумя мультипробоотборными модулями, позволяющими принимать и хранить двенадцать проб по 450 см3 в камерах, находящихся под гидростатическим давлением (так называемый «традиционный» метод отбора проб пластового флюида). Также в технологии MDT/CHDT пробы могут отбираться в камеры с избыточным давлением, создаваемым закачиваемым азотом (так называемый «однофазный» метод отбора проб пластового флюида). На рис. 8 приведена фазовая диаграмма со схематическим изображением традиционной и однофазной методики отбора проб. Однофазная (монофазная) технология отбора проб позволяет сохранять однофазное состояние вещества при уменьшении давления и температуры в пробоотборной камере при подъеме пробы на поверхность. Контроль качества отбираемого флюида осуществляется двумя способами: 1. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости. 2. Использование модулей оптического анализатора флюида. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости На рис. 9 изображен график последовательности работы модуля откачки при прокачке и отборе пробы пластовой воды. Гидростатическое давление (BSG1), регистрируемое измерительным зондом до установления гидравлического контакта со стенкой скважины, регистрируется равным приблизительно 5850 psi (41 МПа). Начало теста на графике зафиксировано через 1 минуту после начала отсчета времени исследования. Зонд прижимается к стенке скважины и кривая давления в трубке потока показывает значения приблизительно 5000 psi (34,5 МПа). На кривой удельного электрического сопротивления (BFR1) регистрируется пик, значение сопротивления в котором равно 1,38 Ом·м. Это указывает на то, что трубка потока жидкости заполнена в основном фильтратом бурового раствора. Приблизительно на 7-й минуте включается модуль откачки, и жидкость откачивается из трубки потока в ствол скважины. Кривая POPV иллюстрирует совокупный объем откачиваемой жидкости. По мере работы глубинного насоса удельное электрическое сопротивление флюида в линии отбора начинает уменьшаться, что служит свидетельством начала поступления пластового флюида — пластовой воды. Через 130 минут объем прокачки составил 25 галлонов жидкости (95 000 см3), при этом величина удельного электрического сопротивления достигла значения 0,28 Ом·м, что может свидетельствовать о незначительном загрязнении отбираемой пробы фильтратом. После этого насос останавливается, камера для отбора проб емкостью 6 галлонов (22 700 см3) открывается и заполняется флюидом. Затем наблюдение за давлением и удельным электрическим сопротивлением продолжается и приблизительно через 7 минут открывается камера 2 3/4 галлонов (10 410 см3). На 150-й минуте отбор проб завершается и зонд измерительного модуля отжимается от стенки скважины. Давление и удельное электрическое сопротивление в трубке потока жидкости принимают соответственно значения гидростатического давления и удельного электрического сопротивления бурового раствора. Использование модулей оптического анализатора флюида В настоящее время для оптического анализа при отборе проб в компании Шлюмберже используются следующие модули: OFA (Optical Fluid Analyzer), а также его расширенная модификация для скважин, пробуренных на растворе с нефтяной основой LFA (Life Fluid Analyzer); в 2003 году выпущен в эксплуатацию модуль анализа газового конденсата (GCA — Gas Condensate Analyzer). На рис. 10 приведена схема применения модулей анализаторов пластового флюида на основе оптической спектрометрии. Оптические анализаторы измеряют две основные оптические характеристики жидкости в трубке потока 37 6 Влияние анизотропии на рассчитываемые параметры по результатам исследований испытателями пластов на кабеле подробно рассматривается в: Dussan and Sharma, ссылка 1. 7 Smith A.R., Fincher D.V., Nishida K., Mullins O.C., Schroeder R.J. and Yamate T.: “In-Situ Optical Fluid Analysis as an Aid to Wireline Formation Sampling.” SPE 26496, 1993. 36 Газовый анализатор Однофазный Жидкость Лампа Выпадение асфальтенов Критическая точка Начальные пластовые условия Давление микро-, так и макронеоднородность. Предположим также, что зонд попал в сравнительно высокопроницаемую область, окруженную более плотными породами. Тогда вероятность одновременного получения двух надежных оценок выше, чем в обратной ситуации (низкопроницаемый прослой, окруженный высокопроницаемыми породами), приводящей зачастую к искажению результатов обоих методов. Кроме того, следует отметить и вклад геометрии зонда. В пластах с выраженной вертикальной анизотропией, подвижность по КПД выше благодаря тому, что на нее большее влияние оказывает горизонтальная проницаемость kr , в силу чего подвижность по КПД отклоняется от чисто сферической. Так, вертикальная анизотропия, при которой вертикальная подвижность в сто раз меньше горизонтальной, приводит к тому, что проницаемость по КПД превышает сферическую более, чем в два раза.6 В случае, если КВД выходит за границы периода преобладания сторэдж-эффекта, оценка подвижности линейной экстраполяцией КВД в сферических/радиальных координатах и подбором соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели) хорошо согласуются между собой. На начальном этапе регистрации КВД возможно не слишком хорошее совпадение модельной кривой и диагностического графика КВД. Это объясняется продолжающейся стабилизацией манометра, а также сложным характером наблюдающегося на этом этапе течения, представляющего переходную форму между полусферическим и сферическим течениями и осложненную присутствием стенки скважины, также искажающей распределение линий тока. Если величина проницаемости по КПД, kd хорошо согласуется с проницаемостью, полученной из анализа КВД, ks , это указывает на то, что пласт достаточно однороден, а анизотропия проницаемости невелика. Следует иметь в виду, что в практическом плане наибольший интерес представляет горизонтальная проницаемость kr , так как при радиальном режиме течения именно эта компонента проницаемости используется для оценки продуктивности пласта и именно ее мы Поток флюида 100% Традиционный Трубка потока Анализатор жидкости 75% 50% Вода Газ 25% 0% Нефть Газ Рис. 10. Принцип работы оптических анализаторов флюида MDT/CHDT. Температура соответствующий радиальному течению. Таким образом проницаемость в 80 мД (согласно условиям вышерассмотренного примера) может быть получена напрямую из анализа КВД DST-исследования. Рис. 8. Схема традиционного и однофазного отбора проб. POPV BFR1 (галлон) (Ом·м) 35 30 1,4 1,2 BSG1 (psi) 7000 2 3/4 галлона 6000 6 галлонов BSG1 (давление в пробоотборнике) 25 1,0 5000 20 0,8 4000 15 0,6 3000 10 0,4 2000 5 0,2 1000 0 0,0 0 BFR1 (удельное электрическое сопротивление в трубке потока) POPV (совокупный прокачиваемый объем) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Время, мин Рис.9. График производительности модуля откачки, давления и удельного электрического сопротивления флюида в трубке потока. имеем в виду под символом «k». Сферическая проницаемость ks , зависящая от степени анизотропии пласта может быть намного ниже горизонтальной. Рассмотрим пласт с «k» равной 80 мД и соответствующим этой проницаемости коэффициентом продуктивности. Предположим, что вертикальная проницаемость в сто раз ниже горизонтальной. Испытатель пластов на кабеле при исследовании данного пласта даст сферическую проницаемость k s = 3 k r2 ⋅ kv = 3 80 ⋅ 80 ⋅ 0, 8 = 17, 2 Мд . Коэффициент продуктивности, рассчитанный по ks , будет значительно ниже рассчитанного по «k», и это важно помнить при использовании оценок сферической проницаемости, полученных из исследований с использованием испытателей пластов на кабеле. Выделить радиальную проницаемость из сферической позволяет знание анизотропии. Альтернативой этому может служить проведение «мини-DST» исследования (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего создать более глубокий перепад давлений. Благодаря этому последующий период восстановления давления может содержать участок, Нефтегазовое Обозрение Отбор проб пластовых флюидов Двумя основными причинами отбора проб являются необходимость подтверждения присутствия углеводородов и определения свойств пластовых флюидов. MDT позволяет проводить отбор проб при незначительных перепадах давления, что способствует получению представительных образцов пластовых флюидов. Кроме того, MDT предоставляет возможность контролировать в режиме реального времени качество отбираемого флюида, с целью предотвращения загрязнения пробы буровым раствором7. Это дает уверенность в представительности полученного образца пластового флюида. Представительные образцы необходимы для определения PVT свойств пластовых флюидов, таких как давление насыщения, объемный коэффициент и вязкость. Эти данные, в свою очередь, используются для оптимизации стратегии разработки месторождения. Количество пробоотборных модулей ограничивается только прочностью кабеля и условиями в скважине. Одним из возможных вариантов для проведения исследований с длинными компоновками скважинных приборов, а также в условиях горизонтальных и наклоннонаправленных скважин является система проведения исследований на трубах. Мультипробоотборный модуль позволяет производить отбор нескольких качественных проб для термодинамического PVT анализа в ходе одной спускоподъемной операции MDT. Осень 2005 Во время одной спускоподъемной операции можно исследовать несколько различных продуктивных интервалов и получить несколько проб из одного продуктивного интервала. Помимо модулей для отбора проб емкостями 1, 2 3/4 и 6 галлонов (3785, 10 410 и 22 712 см3 соответственно) MDT можно оснастить двумя мультипробоотборными модулями, позволяющими принимать и хранить двенадцать проб по 450 см3 в камерах, находящихся под гидростатическим давлением (так называемый «традиционный» метод отбора проб пластового флюида). Также в технологии MDT/CHDT пробы могут отбираться в камеры с избыточным давлением, создаваемым закачиваемым азотом (так называемый «однофазный» метод отбора проб пластового флюида). На рис. 8 приведена фазовая диаграмма со схематическим изображением традиционной и однофазной методики отбора проб. Однофазная (монофазная) технология отбора проб позволяет сохранять однофазное состояние вещества при уменьшении давления и температуры в пробоотборной камере при подъеме пробы на поверхность. Контроль качества отбираемого флюида осуществляется двумя способами: 1. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости. 2. Использование модулей оптического анализатора флюида. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости На рис. 9 изображен график последовательности работы модуля откачки при прокачке и отборе пробы пластовой воды. Гидростатическое давление (BSG1), регистрируемое измерительным зондом до установления гидравлического контакта со стенкой скважины, регистрируется равным приблизительно 5850 psi (41 МПа). Начало теста на графике зафиксировано через 1 минуту после начала отсчета времени исследования. Зонд прижимается к стенке скважины и кривая давления в трубке потока показывает значения приблизительно 5000 psi (34,5 МПа). На кривой удельного электрического сопротивления (BFR1) регистрируется пик, значение сопротивления в котором равно 1,38 Ом·м. Это указывает на то, что трубка потока жидкости заполнена в основном фильтратом бурового раствора. Приблизительно на 7-й минуте включается модуль откачки, и жидкость откачивается из трубки потока в ствол скважины. Кривая POPV иллюстрирует совокупный объем откачиваемой жидкости. По мере работы глубинного насоса удельное электрическое сопротивление флюида в линии отбора начинает уменьшаться, что служит свидетельством начала поступления пластового флюида — пластовой воды. Через 130 минут объем прокачки составил 25 галлонов жидкости (95 000 см3), при этом величина удельного электрического сопротивления достигла значения 0,28 Ом·м, что может свидетельствовать о незначительном загрязнении отбираемой пробы фильтратом. После этого насос останавливается, камера для отбора проб емкостью 6 галлонов (22 700 см3) открывается и заполняется флюидом. Затем наблюдение за давлением и удельным электрическим сопротивлением продолжается и приблизительно через 7 минут открывается камера 2 3/4 галлонов (10 410 см3). На 150-й минуте отбор проб завершается и зонд измерительного модуля отжимается от стенки скважины. Давление и удельное электрическое сопротивление в трубке потока жидкости принимают соответственно значения гидростатического давления и удельного электрического сопротивления бурового раствора. Использование модулей оптического анализатора флюида В настоящее время для оптического анализа при отборе проб в компании Шлюмберже используются следующие модули: OFA (Optical Fluid Analyzer), а также его расширенная модификация для скважин, пробуренных на растворе с нефтяной основой LFA (Life Fluid Analyzer); в 2003 году выпущен в эксплуатацию модуль анализа газового конденсата (GCA — Gas Condensate Analyzer). На рис. 10 приведена схема применения модулей анализаторов пластового флюида на основе оптической спектрометрии. Оптические анализаторы измеряют две основные оптические характеристики жидкости в трубке потока 37 0 1 2 3 4 5 6 7 8 прошедшего светового потока — I, к интенсивности падающего потока — I0 для разной длины волны λ: 9 4 Видимая Ближняя ИК часть спектра область спектра Tλ = Нефть B Нефть A Оптическая плотность 3 Буровой раствор на нефтяной основе 2 Конденсат 1 OD = log Дизель 0 500 1000 1500 2000 Длина волны, нм Рис. 11. Спектр поглощения для воды и типичных нефтей. Лампа Измерительная трубка Калибровочная трубка Сапфировые светофильтры Пластовый флюид Трубка потока Шторки Спектральный распределитель Фотоприемник Рис. 12. Схема спектрометра оптического анализатора флюида. жидкости: 1) оптическое светопоглощение (спектрометрия) в видимом и ближнем инфракрасном частях спектра, что используется для разграничения жидкостей и их количественного анализа, и 2) изменение показателя пре- 38 C2–C5 Iλ . I 0λ C6+ Вода Так как светопропускание типичных жидкостей может значительно изменяться в зависимости от длины волны, то удобнее отображать оптические свойства жидкости, используя логарифм величины, обратной светопропусканию, называемой оптической плотностью — OD: Вода ломления (рефрактометрия), что используется для обнаружения свободного газа8. Разграничение нефти и воды характеризуется прозрачностью или светопропусканием жидкости — T, определяемым отношением интенсивности XX60 Фракция воды Вода — фильтры 6, 7 и 9 1 I = log 0λ . Tλ Iλ Чем больше оптическая плотность, тем меньше светопропускание жидкости. Оптическая плотность для каждой жидкости зависит от длины волны падающего на нее света. Функция зависимости оптической плотности от длины волны называется спектром поглощения. Графики спектра поглощения для воды и типичных нефтей представлены на рис. 11. На рис. 12 приведена схема работы оптического анализатора флюида для определения оптических плотностей. Поток света от вольфрамовой галогеновой лампы проходит через поток жидкости посредством тонких сапфировых светофильтров, установленных внутри трубки потока жидкости в наблюдательной трубке. Часть того же потока света проходит через калибровочную трубку напрямую в спектральный распределитель. Это предоставляет возможность откалибровать интенсивность потока света, которая может изменяться в зависимости от температуры на забое скважины. Затем поток света из калибровочной и наблюдательных трубок попадает на спектральный распределитель, где разбивается на раздельные световые пучки, каждый из которых попадает в фотоприемник на оптические фильтры, распределенные по разным длинам волны. Оптические фильтры распределены таким образом по длине волны, чтобы регистрировать водяные и нефтяные пики. По значениям оптической плотности, полученным по различным оптическим фильтрам, можно количественно оценить водо- и нефтесодержание в потоке жидкости. На рис. 13 приведена стандартная диаграмма данных, полученных при помощи оптического анализатора флюида. Прежде, чем отобрать пробу пластового флюида, было откачано в скважинное пространство около 21 645 см3 непредставительного флюида. по диаграммам оптических плотностей анализатора OFA регистрируется увеличение содержания углеводородной фракции во времени, Нефтегазовое Обозрение Оптическая плотность C1 XX80 375 Пластвое давление Газ бар 0 3 ГНФ по лабораторному анализу 0 scf/bbl 8000 Нефть ГНФ по глубинным Вода замерам 385 0 scf/bbl 8000 2 Газонефтяной 5 контакт 3 Фракция нефти Время откачки Фильтр 1 XY00 Нефтеводяной контакт Нефть — фильтр 8 4 XY20 XY40 Сильно «поглощающая» жидкость (буровой раствор) XY60 XY80 Рис. 13. Диаграмма данных оптического анализатора флюида OFA. что указывает на наличие нефти. После откачки непредставительной жидкости, пробоотборную камеру емкостью 2 3/4 галлона заполнили пластовой жидкостью. На поверхности проба состояла из 8000 см3 нефти и 0,53 м3 газа. Оптический анализатор газового содержания Модуль оптического анализа газового конденсата позволяет, в дополнение к качественному анализу разграничения углеводородов (нефти и газа) от воды, получить количественную оценку компонентного состава газа и летучей нефти в процессе отбора пробы пластового флюида. При этом определяется 8 Morris C.W. and Sonnier B.: “Evaluation of Reservoir Fluids Using Formation Tester Tool Samples.” SPE 22129, 1991. 9 Betancourt S., Fujisawa G., Mullins O.C., Carnegie A., Dong C., Kurkjian A., Eriksen K.O., Haggag M., Jaramillo A.R. and Terabayashi H.: “Analyzing Hydrocarbons in the Borehole.” Oilfiled Review 15, no. 3 (Autumn 2003): 54–61 Осень 2005 Рис. 14. Результаты испытаний и глубинного анализа компонентного состава пластовой жидкости. содержание метана [C1], комбинация этанапропана-бутана-пентана [C2-C5], более тяжелые молекулы углеводородов [C6+], вода [H2O] и углекислый газ [CO2]. Все перечисленные компоненты количественно определяются при помощи данного модуля в режиме реального времени. Таким образом, при помощи описываемых оптических методов, возможно построить профиль композиционного состава пластовой жидкости по глубине. На рис. 14 приведена диаграмма, на которой изображены результаты опробования испытателем пластов MDT с модулем оптического анализатора газового содержания на одной из скважин в северном море9. Профиль замеренного пластового давления по глубине, полученный с использованием MDT (изображен на первом трэке диаграммы) подтверждает глубины газонефтяного и водонефтяного контактов, в то время как распреде- ление оптической плотности и газонефтяного фактора по глубине, полученные с использованием компоновки MDT с оптическим модулем CFA, позволяют построить профиль композиционного состава жидкости (второй трэк), в свою очередь подтверждающий характер насыщения коллекторов. На втором трэке, под основной цветовой гаммой, описывающей композиционный состав жидкости, находится тонкая цветовая гамма, отображающая окончательные результаты лабораторных исследований отобранных проб. Соотношение значений глубинного анализа при помощи модуля CFA и значений лабораторных исследований указывают на очень близкую сходимость результатов, особенно в интервалах 5, 3, 1, 4. Лабораторные результаты газонефтяного фактора на разных глубинах (третий трэк) также подтверждают глубинные значения полученные в процессе отбора пробы. 39 0 1 2 3 4 5 6 7 8 прошедшего светового потока — I, к интенсивности падающего потока — I0 для разной длины волны λ: 9 4 Видимая Ближняя ИК часть спектра область спектра Tλ = Нефть B Нефть A Оптическая плотность 3 Буровой раствор на нефтяной основе 2 Конденсат 1 OD = log Дизель 0 500 1000 1500 2000 Длина волны, нм Рис. 11. Спектр поглощения для воды и типичных нефтей. Лампа Измерительная трубка Калибровочная трубка Сапфировые светофильтры Пластовый флюид Трубка потока Шторки Спектральный распределитель Фотоприемник Рис. 12. Схема спектрометра оптического анализатора флюида. жидкости: 1) оптическое светопоглощение (спектрометрия) в видимом и ближнем инфракрасном частях спектра, что используется для разграничения жидкостей и их количественного анализа, и 2) изменение показателя пре- 38 C2–C5 Iλ . I 0λ C6+ Вода Так как светопропускание типичных жидкостей может значительно изменяться в зависимости от длины волны, то удобнее отображать оптические свойства жидкости, используя логарифм величины, обратной светопропусканию, называемой оптической плотностью — OD: Вода ломления (рефрактометрия), что используется для обнаружения свободного газа8. Разграничение нефти и воды характеризуется прозрачностью или светопропусканием жидкости — T, определяемым отношением интенсивности XX60 Фракция воды Вода — фильтры 6, 7 и 9 1 I = log 0λ . Tλ Iλ Чем больше оптическая плотность, тем меньше светопропускание жидкости. Оптическая плотность для каждой жидкости зависит от длины волны падающего на нее света. Функция зависимости оптической плотности от длины волны называется спектром поглощения. Графики спектра поглощения для воды и типичных нефтей представлены на рис. 11. На рис. 12 приведена схема работы оптического анализатора флюида для определения оптических плотностей. Поток света от вольфрамовой галогеновой лампы проходит через поток жидкости посредством тонких сапфировых светофильтров, установленных внутри трубки потока жидкости в наблюдательной трубке. Часть того же потока света проходит через калибровочную трубку напрямую в спектральный распределитель. Это предоставляет возможность откалибровать интенсивность потока света, которая может изменяться в зависимости от температуры на забое скважины. Затем поток света из калибровочной и наблюдательных трубок попадает на спектральный распределитель, где разбивается на раздельные световые пучки, каждый из которых попадает в фотоприемник на оптические фильтры, распределенные по разным длинам волны. Оптические фильтры распределены таким образом по длине волны, чтобы регистрировать водяные и нефтяные пики. По значениям оптической плотности, полученным по различным оптическим фильтрам, можно количественно оценить водо- и нефтесодержание в потоке жидкости. На рис. 13 приведена стандартная диаграмма данных, полученных при помощи оптического анализатора флюида. Прежде, чем отобрать пробу пластового флюида, было откачано в скважинное пространство около 21 645 см3 непредставительного флюида. по диаграммам оптических плотностей анализатора OFA регистрируется увеличение содержания углеводородной фракции во времени, Нефтегазовое Обозрение Оптическая плотность C1 XX80 375 Пластвое давление Газ бар 0 3 ГНФ по лабораторному анализу 0 scf/bbl 8000 Нефть ГНФ по глубинным Вода замерам 385 0 scf/bbl 8000 2 Газонефтяной 5 контакт 3 Фракция нефти Время откачки Фильтр 1 XY00 Нефтеводяной контакт Нефть — фильтр 8 4 XY20 XY40 Сильно «поглощающая» жидкость (буровой раствор) XY60 XY80 Рис. 13. Диаграмма данных оптического анализатора флюида OFA. что указывает на наличие нефти. После откачки непредставительной жидкости, пробоотборную камеру емкостью 2 3/4 галлона заполнили пластовой жидкостью. На поверхности проба состояла из 8000 см3 нефти и 0,53 м3 газа. Оптический анализатор газового содержания Модуль оптического анализа газового конденсата позволяет, в дополнение к качественному анализу разграничения углеводородов (нефти и газа) от воды, получить количественную оценку компонентного состава газа и летучей нефти в процессе отбора пробы пластового флюида. При этом определяется 8 Morris C.W. and Sonnier B.: “Evaluation of Reservoir Fluids Using Formation Tester Tool Samples.” SPE 22129, 1991. 9 Betancourt S., Fujisawa G., Mullins O.C., Carnegie A., Dong C., Kurkjian A., Eriksen K.O., Haggag M., Jaramillo A.R. and Terabayashi H.: “Analyzing Hydrocarbons in the Borehole.” Oilfiled Review 15, no. 3 (Autumn 2003): 54–61 Осень 2005 Рис. 14. Результаты испытаний и глубинного анализа компонентного состава пластовой жидкости. содержание метана [C1], комбинация этанапропана-бутана-пентана [C2-C5], более тяжелые молекулы углеводородов [C6+], вода [H2O] и углекислый газ [CO2]. Все перечисленные компоненты количественно определяются при помощи данного модуля в режиме реального времени. Таким образом, при помощи описываемых оптических методов, возможно построить профиль композиционного состава пластовой жидкости по глубине. На рис. 14 приведена диаграмма, на которой изображены результаты опробования испытателем пластов MDT с модулем оптического анализатора газового содержания на одной из скважин в северном море9. Профиль замеренного пластового давления по глубине, полученный с использованием MDT (изображен на первом трэке диаграммы) подтверждает глубины газонефтяного и водонефтяного контактов, в то время как распреде- ление оптической плотности и газонефтяного фактора по глубине, полученные с использованием компоновки MDT с оптическим модулем CFA, позволяют построить профиль композиционного состава жидкости (второй трэк), в свою очередь подтверждающий характер насыщения коллекторов. На втором трэке, под основной цветовой гаммой, описывающей композиционный состав жидкости, находится тонкая цветовая гамма, отображающая окончательные результаты лабораторных исследований отобранных проб. Соотношение значений глубинного анализа при помощи модуля CFA и значений лабораторных исследований указывают на очень близкую сходимость результатов, особенно в интервалах 5, 3, 1, 4. Лабораторные результаты газонефтяного фактора на разных глубинах (третий трэк) также подтверждают глубинные значения полученные в процессе отбора пробы. 39 Наблюдательные зонды Депрессионный зонд Рис. 15. Трехзондовая конфигурация MDT для замеров давления и расчета анизотропии проницаемости. Оценка анизотропии проницаемости Более точное понимание вертикального режима течения необходимо для управления разработкой месторождения. Знание вертикальной проницаемости и однородности пласта в структурном отношении особенно важно для принятия оптимального решения о системе заканчивания скважины в многопластовой залежи. Не менее важно иметь точные значения вертикальной проницаемости также и при вторичном извлечении или при планировании работ с использованием различных методов интенсификации добычи. Вертикальная и горизонтальная проницаемости могут быть оценены по результатам прямых замеров, проведенных многозондовыми модулями создания депрессии и регистрации интерференции давления в удаленных по стволу скважины наблюдательных зонах (рис. 15). Оценка вертикальной и горизонтальной проницаемостей проводится при помощи различных аналитических и численных моделей бесконечного гомогенного поперечно-изотропного пласта10. При достаточно продолжительной депрессии, создаваемой депрессионным зондом (точечным стоком), изменение давления, регистрируемое удаленным по стволу скважины вертикальным и расположенным с противоположной стороны от депрессионного зонда го10 Kuchuk F.J., Ramakrishnan T.S. and Dave Y.: “Interpretation of Wireline Formation Tester Packer and Probe Pressures.” SPE 28404, 1994. 11 Goode P.A. and Thambynayagam R.K.M.: “Permeability Determination With a Multiprobe Formation Tester.” SPE 20737, 1992. 40 ризонтальным зондом, для бесконечного гомогенно-анизотропного пласта определяется уравнениями11: qμ ⎛ 1 ⎞ ΔPν (t ) = Ωv − ⎜ ⎟, 4π z pk h ⎝ πνvt ⎠ ⎛ qμ 2 ⎞ ΔPh (t ) = ⎜ Ωh − ⎟, 8π rw k hkv ⎝ πνht ⎠ νv = kv k , νh = h 2 , φμct z p2 φμct rw где Ωv и Ωh — форм-факторы, вносящие поправки за ствол скважины; νv и νh — постоянные величины, где zp — расстояние между депрессионным и вертикальным зондом, ct — общая сжимаемость породы, rw — радиус скважины. Таким образом, при достаточно продолжительной депрессии кривая давления, регистрируемая вертикальным зондом, обратно пропорциональна горизонтальной проницаемости (1/kh), а интерференция давления, регистрируемая горизонтальным зондом обратно пропорциональна квадратному корню произведения вертикальной и горизонтальной проницаемостей (1 k hkv ). Таким образом, замеряя интерференцию давления в двух наблюдательных зондах, можно оценить вертикальную и горизонтальную проницаемость. С другой стороны, по кривой восстановления давления после отбора жидкости можно оценить сферическую проницаемость, третья степень которой прямо пропорциональна произведению квадрата горизонтальной проницаемости и вертикальной проницаемости, k s3 = k h2 · k v . Таким образом, в случае отсутствия одного из наблюдательных зондов, используя совместно КПД в наблюдательных зондах и КВД, регистрируемую всеми зондами после отбора, также можно однозначно оценить анизотропию проницаемости прямыми замерами, обладая информацией о пористости и общей сжимаемости породы. Необходимо отметить, что для приводимой здесь методики расчета, необходимо обладать точной информацией о дебите отбора жидкости, откачиваемой депрессионным зондом. Наилучшим способом достижения постоянства дебита отбираемой жидкости является использование дополнительного модуля контроля потока. Также для создания депрессии можно использовать глубинный насос и оценить дебит отбора по техническим характеристикам насоса. Стандартное расстояние между депрессионным и вертикальным наблюдательным зондами составляет 70 см. Можно использовать два вертикально отстоящих наблюдательных зонда: расстояние между депрессионным и первым наблюдательным — 70 см, расстояние между депрессионным и вторым наблюдательным — 2,413 м. Технические характеристики прибора MDT Однозондовый измерительный модуль 4 3/4 дюйма 120,6 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 5 7/ 8 дюйма 14 1/4 дюйма 149,2 мм† 361,5 мм максимум с расширителем 24 дюйма 610 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа‡ 400°F 205°С§ 6 дюймов 152,4 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 7 5/ 8 дюйма 13 3/4 дюйма 193,6 мм 336,5 мм максимум с расширителем 15 дюймов 381 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа 400°F 205°С 5,00–10,00 дюймов 127,0–254 м솆 5 7/ 8 дюйма 14 3/4 дюйма 149,2 м솆 374,6 м솆 25 000 psi 172,37 МПа 325°F 163°C 4 3/4 дюйма 120,6 мм Длина 5,83 ft 1,7 м Вес 161 lbm Номинальная температура Многозондовый измерительный модуль Наружный диаметр Номинальная температура Двухпакерный прибор Наружный диаметр Диаметр ствола скважины: минимум максимум Номинальное давление Номинальная температура Оптический анализатор флюида LFA Наружный диаметр «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера Использование MDT предусматривает несколько способов оценки свойств коллектора. Благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину при помощи глубинного насоса, а также с использованием модуля двойного пакера, возможно провести т.н. «мини-DST» (аналог испытания испытателем пластов на трубах). Такая компоновка позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспытатель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Модуль откачки закачивает в пакеры скважинный флюид, создавая давление, приблизительно на 7 МПа превышающее гидростатическое. Расстояние между пакерами можно регулировать, однако, при минимальном расстоянии в 1 м можно получить площадь исследования, которая в несколько раз превышает площадь поперечного сечения стандартного зонда MDT. Нефтегазовое Обозрение Наружный диаметр 73 кг Интервал оптической плотности 0–5 Точность Номинальное давление Номинальная температура 0,01 от оптической плотности 25 000 psi 172,37 МПа 350°F 176°C 0–25000 psi 0–172,37 МПа‡‡ Манометр пьезометрический Интервал давлений Точность 0,10% от всей шкалы Повторяемость 0,06% от всей шкалы Разрешающая способность 0,1 psi 689 Па Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ 0–25 000 psi 0–172,37 МПа‡‡ 2 psi + 0,01% от показания 0,013 МПа + 0,01% от показания Повторяемость < 1 psi < 0,00689 МПа Разрешающая способность 0,01 psi 6,89 · 10 -5 МПа Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ Кварцевый манометр CQG Интервал давлений Точность † ‡ § †† ‡‡ Осень 2005 При благоприятных условиях в скважине прибор может быть спущен, используя технику TLC (tough logging conditions — тяжелые условия каротажа) в скважинах диаметром от 5 1/2 дюймов (139,7 мм). 25 000 psi (172,37 МПа) для специальной модификации MDT для высоких давлений и 20 000 psi (138 МПа) для стандартного прибора. 350°F (176°C) для некоторых кварцевых манометров. Зависят от конкретных пакеров и типа бурового раствора. Конкретные номинальные значения давления и температуры зависят от типа манометра. Для CGQ, HCQG-A — 175°C/172,37 МПа, HCQG-B/D — 200°C/124,1 МПа или 180°C/138 МП, для CQG-C/G — 175°C/103,4 МПа. 41 Наблюдательные зонды Депрессионный зонд Рис. 15. Трехзондовая конфигурация MDT для замеров давления и расчета анизотропии проницаемости. Оценка анизотропии проницаемости Более точное понимание вертикального режима течения необходимо для управления разработкой месторождения. Знание вертикальной проницаемости и однородности пласта в структурном отношении особенно важно для принятия оптимального решения о системе заканчивания скважины в многопластовой залежи. Не менее важно иметь точные значения вертикальной проницаемости также и при вторичном извлечении или при планировании работ с использованием различных методов интенсификации добычи. Вертикальная и горизонтальная проницаемости могут быть оценены по результатам прямых замеров, проведенных многозондовыми модулями создания депрессии и регистрации интерференции давления в удаленных по стволу скважины наблюдательных зонах (рис. 15). Оценка вертикальной и горизонтальной проницаемостей проводится при помощи различных аналитических и численных моделей бесконечного гомогенного поперечно-изотропного пласта10. При достаточно продолжительной депрессии, создаваемой депрессионным зондом (точечным стоком), изменение давления, регистрируемое удаленным по стволу скважины вертикальным и расположенным с противоположной стороны от депрессионного зонда го10 Kuchuk F.J., Ramakrishnan T.S. and Dave Y.: “Interpretation of Wireline Formation Tester Packer and Probe Pressures.” SPE 28404, 1994. 11 Goode P.A. and Thambynayagam R.K.M.: “Permeability Determination With a Multiprobe Formation Tester.” SPE 20737, 1992. 40 ризонтальным зондом, для бесконечного гомогенно-анизотропного пласта определяется уравнениями11: qμ ⎛ 1 ⎞ ΔPν (t ) = Ωv − ⎜ ⎟, 4π z pk h ⎝ πνvt ⎠ ⎛ qμ 2 ⎞ ΔPh (t ) = ⎜ Ωh − ⎟, 8π rw k hkv ⎝ πνht ⎠ νv = kv k , νh = h 2 , φμct z p2 φμct rw где Ωv и Ωh — форм-факторы, вносящие поправки за ствол скважины; νv и νh — постоянные величины, где zp — расстояние между депрессионным и вертикальным зондом, ct — общая сжимаемость породы, rw — радиус скважины. Таким образом, при достаточно продолжительной депрессии кривая давления, регистрируемая вертикальным зондом, обратно пропорциональна горизонтальной проницаемости (1/kh), а интерференция давления, регистрируемая горизонтальным зондом обратно пропорциональна квадратному корню произведения вертикальной и горизонтальной проницаемостей (1 k hkv ). Таким образом, замеряя интерференцию давления в двух наблюдательных зондах, можно оценить вертикальную и горизонтальную проницаемость. С другой стороны, по кривой восстановления давления после отбора жидкости можно оценить сферическую проницаемость, третья степень которой прямо пропорциональна произведению квадрата горизонтальной проницаемости и вертикальной проницаемости, k s3 = k h2 · k v . Таким образом, в случае отсутствия одного из наблюдательных зондов, используя совместно КПД в наблюдательных зондах и КВД, регистрируемую всеми зондами после отбора, также можно однозначно оценить анизотропию проницаемости прямыми замерами, обладая информацией о пористости и общей сжимаемости породы. Необходимо отметить, что для приводимой здесь методики расчета, необходимо обладать точной информацией о дебите отбора жидкости, откачиваемой депрессионным зондом. Наилучшим способом достижения постоянства дебита отбираемой жидкости является использование дополнительного модуля контроля потока. Также для создания депрессии можно использовать глубинный насос и оценить дебит отбора по техническим характеристикам насоса. Стандартное расстояние между депрессионным и вертикальным наблюдательным зондами составляет 70 см. Можно использовать два вертикально отстоящих наблюдательных зонда: расстояние между депрессионным и первым наблюдательным — 70 см, расстояние между депрессионным и вторым наблюдательным — 2,413 м. Технические характеристики прибора MDT Однозондовый измерительный модуль 4 3/4 дюйма 120,6 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 5 7/ 8 дюйма 14 1/4 дюйма 149,2 мм† 361,5 мм максимум с расширителем 24 дюйма 610 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа‡ 400°F 205°С§ 6 дюймов 152,4 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 7 5/ 8 дюйма 13 3/4 дюйма 193,6 мм 336,5 мм максимум с расширителем 15 дюймов 381 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа 400°F 205°С 5,00–10,00 дюймов 127,0–254 м솆 5 7/ 8 дюйма 14 3/4 дюйма 149,2 м솆 374,6 м솆 25 000 psi 172,37 МПа 325°F 163°C 4 3/4 дюйма 120,6 мм Длина 5,83 ft 1,7 м Вес 161 lbm Номинальная температура Многозондовый измерительный модуль Наружный диаметр Номинальная температура Двухпакерный прибор Наружный диаметр Диаметр ствола скважины: минимум максимум Номинальное давление Номинальная температура Оптический анализатор флюида LFA Наружный диаметр «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера Использование MDT предусматривает несколько способов оценки свойств коллектора. Благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину при помощи глубинного насоса, а также с использованием модуля двойного пакера, возможно провести т.н. «мини-DST» (аналог испытания испытателем пластов на трубах). Такая компоновка позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспытатель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Модуль откачки закачивает в пакеры скважинный флюид, создавая давление, приблизительно на 7 МПа превышающее гидростатическое. Расстояние между пакерами можно регулировать, однако, при минимальном расстоянии в 1 м можно получить площадь исследования, которая в несколько раз превышает площадь поперечного сечения стандартного зонда MDT. Нефтегазовое Обозрение Наружный диаметр 73 кг Интервал оптической плотности 0–5 Точность Номинальное давление Номинальная температура 0,01 от оптической плотности 25 000 psi 172,37 МПа 350°F 176°C 0–25000 psi 0–172,37 МПа‡‡ Манометр пьезометрический Интервал давлений Точность 0,10% от всей шкалы Повторяемость 0,06% от всей шкалы Разрешающая способность 0,1 psi 689 Па Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ 0–25 000 psi 0–172,37 МПа‡‡ 2 psi + 0,01% от показания 0,013 МПа + 0,01% от показания Повторяемость < 1 psi < 0,00689 МПа Разрешающая способность 0,01 psi 6,89 · 10 -5 МПа Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ Кварцевый манометр CQG Интервал давлений Точность † ‡ § †† ‡‡ Осень 2005 При благоприятных условиях в скважине прибор может быть спущен, используя технику TLC (tough logging conditions — тяжелые условия каротажа) в скважинах диаметром от 5 1/2 дюймов (139,7 мм). 25 000 psi (172,37 МПа) для специальной модификации MDT для высоких давлений и 20 000 psi (138 МПа) для стандартного прибора. 350°F (176°C) для некоторых кварцевых манометров. Зависят от конкретных пакеров и типа бурового раствора. Конкретные номинальные значения давления и температуры зависят от типа манометра. Для CGQ, HCQG-A — 175°C/172,37 МПа, HCQG-B/D — 200°C/124,1 МПа или 180°C/138 МП, для CQG-C/G — 175°C/103,4 МПа. 41 Диагностический график Технические характеристики прибора CHDT 103 КВД Длина (без пробоотборника) 34,1 ft 10,39 м Пробоотборная камера 9,7 ft 2,96 м 4 /4 дюйма 107,95 мм 1 Номинальный диаметр 1 Диаметр обсадной колонны 102 от 5 / 2 до 9 / 8 дюйма 139,7–244,47 мм 350°F 176,67°С ΔP, psi Температура Давление 20 000 psi Сероводород Да Максимальная депрессия Радиальный режим течения 4000 psi Максимальное количество просверленных и закупоренных отверстий 0,28 дюйма 7,1 мм 6 дюймов 152,4 мм 10 000 psi в двух направлениях 68,95 МПа Максимальная длина отверстия 100 10–4 10–3 10–2 10–1 Номинальное давление закупорки 100 Δt, час Максимальный объем флюида, отбираемого для замера давления График MDH 100 см 3 Датчики давления CQG (кварцевый манометр), тензодатчик Стандартное номинальное давление кварцевого манометра CQG 400 15 000 psi Отбор проб 300 P, psi 200 † ‡ 100 0 10–4 27,58 МПа 6 за спуск † Диаметр просверленного отверстия Техногенная трещина по микроимиджеру 138 МПа Производная давления 101 Естественная трещина по микроимиджеру 5 103,4 МПа PVT и обычные Контроль загрязненности отбираемой пробы Удельное сопротивление и оптический анализ флюида (OFA-LFA) Совместимость с модульным динамическим испытателем MDT Да‡ Зависит от породы. Совместим с MDT от 7 дюймов (177,8 мм) и более обсадных трубах (модуль откачки — глубинный насос, оптический анализатор, PVT пробоотборники). 6 мин 10–3 10–2 10–1 100 Δt, час Рис. 16. Результаты применения модуля двойного пакера для оценки гидродинамических свойств пласта. Кабель Модуль двойного пакера целесообразно использовать при исследовании трещиноватых, кавернозных, рыхлых, несцементированных пород, а также плотных или так называемых «перегруженных» (как правило проницаемость меньше одного или нескольких мД). Исследование с использованием модуля двойного пакера позволяет в некоторых случаях оценить свойства пласта в радиусе до нескольких десятков метров замером КВД продолжительностью от десятков минут до нескольких часов. На рис. 16 справа схематически показаны результаты исследований с использованием модуля двойного пакера — диагностический график КВД и график MDH. Модуль двойного пакера был установлен в интервале присутст- вия естественной трещины, подтвержденной пластовым микроимиджером и акустическими измерениями, приведенными на рис. 16 слева. В ходе исследований было отобрано несколько проб пластовых флюидов, а между ними была записана КВД. По диагностическому графику производной давления видно, что радиальный режим течения достигается на 6-й минуте. Продолжительность сторэдж-эффекта, вызванного трещиной и объемом распакерованного интервала, а также объемом трубки потока жидкости прибора (датчики находятся на расстоянии нескольких сантиметров от интервала создания депрессии) приблизительно в 5 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. Глубинный насос Манометр 2200 P × 2000 «Mини-ГРП» Данное исследование 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. 17 приведена последовательность изменения давления в ходе проведения «мини-ГРП» теста. Пакер P Гидравлическая трещина Давление, psi Стандартное расстояние между пакерами составляет 1 м, однако существуют модификации с интервалами 1,6 м; 2,5 м; 3,4 м. Необходимо отметить, что решение таких задач как оценка контура питания и границ пласта, стоящих при исследованиях пластов испытателями на трубах, как правило, не являются основными задачами, стоящими перед «мини-DST» тестом, проводимого с помощью MDT, так как их решение требует проведения более длительного исследования. Однако, можно производить отбор PVT проб для термодинамического анализа, а также, в большинстве случаев, возможно оценить горизонтальную и вертикальную проницаемость с радиусом проникновения исследования до нескольких метров. Давление гидроразрыва 1800 1600 Давление распространения трещины 1400 Пакер Модуль контроля потока P 1200 1000 3500 3550 3600 3650 3700 3750 Время, с Отборная камера Рис. 17. Изменение давление в ходе проведения исследований для определения давления гидроразрыва. 42 Нефтегазовое Обозрение Весна 2004 43 Диагностический график Технические характеристики прибора CHDT 103 КВД Длина (без пробоотборника) 34,1 ft 10,39 м Пробоотборная камера 9,7 ft 2,96 м 4 /4 дюйма 107,95 мм 1 Номинальный диаметр 1 Диаметр обсадной колонны 102 от 5 / 2 до 9 / 8 дюйма 139,7–244,47 мм 350°F 176,67°С ΔP, psi Температура Давление 20 000 psi Сероводород Да Максимальная депрессия Радиальный режим течения 4000 psi Максимальное количество просверленных и закупоренных отверстий 0,28 дюйма 7,1 мм 6 дюймов 152,4 мм 10 000 psi в двух направлениях 68,95 МПа Максимальная длина отверстия 100 10–4 10–3 10–2 10–1 Номинальное давление закупорки 100 Δt, час Максимальный объем флюида, отбираемого для замера давления График MDH 100 см 3 Датчики давления CQG (кварцевый манометр), тензодатчик Стандартное номинальное давление кварцевого манометра CQG 400 15 000 psi Отбор проб 300 P, psi 200 † ‡ 100 0 10–4 27,58 МПа 6 за спуск † Диаметр просверленного отверстия Техногенная трещина по микроимиджеру 138 МПа Производная давления 101 Естественная трещина по микроимиджеру 5 103,4 МПа PVT и обычные Контроль загрязненности отбираемой пробы Удельное сопротивление и оптический анализ флюида (OFA-LFA) Совместимость с модульным динамическим испытателем MDT Да‡ Зависит от породы. Совместим с MDT от 7 дюймов (177,8 мм) и более обсадных трубах (модуль откачки — глубинный насос, оптический анализатор, PVT пробоотборники). 6 мин 10–3 10–2 10–1 100 Δt, час Рис. 16. Результаты применения модуля двойного пакера для оценки гидродинамических свойств пласта. Кабель Модуль двойного пакера целесообразно использовать при исследовании трещиноватых, кавернозных, рыхлых, несцементированных пород, а также плотных или так называемых «перегруженных» (как правило проницаемость меньше одного или нескольких мД). Исследование с использованием модуля двойного пакера позволяет в некоторых случаях оценить свойства пласта в радиусе до нескольких десятков метров замером КВД продолжительностью от десятков минут до нескольких часов. На рис. 16 справа схематически показаны результаты исследований с использованием модуля двойного пакера — диагностический график КВД и график MDH. Модуль двойного пакера был установлен в интервале присутст- вия естественной трещины, подтвержденной пластовым микроимиджером и акустическими измерениями, приведенными на рис. 16 слева. В ходе исследований было отобрано несколько проб пластовых флюидов, а между ними была записана КВД. По диагностическому графику производной давления видно, что радиальный режим течения достигается на 6-й минуте. Продолжительность сторэдж-эффекта, вызванного трещиной и объемом распакерованного интервала, а также объемом трубки потока жидкости прибора (датчики находятся на расстоянии нескольких сантиметров от интервала создания депрессии) приблизительно в 5 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. Глубинный насос Манометр 2200 P × 2000 «Mини-ГРП» Данное исследование 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. 17 приведена последовательность изменения давления в ходе проведения «мини-ГРП» теста. Пакер P Гидравлическая трещина Давление, psi Стандартное расстояние между пакерами составляет 1 м, однако существуют модификации с интервалами 1,6 м; 2,5 м; 3,4 м. Необходимо отметить, что решение таких задач как оценка контура питания и границ пласта, стоящих при исследованиях пластов испытателями на трубах, как правило, не являются основными задачами, стоящими перед «мини-DST» тестом, проводимого с помощью MDT, так как их решение требует проведения более длительного исследования. Однако, можно производить отбор PVT проб для термодинамического анализа, а также, в большинстве случаев, возможно оценить горизонтальную и вертикальную проницаемость с радиусом проникновения исследования до нескольких метров. Давление гидроразрыва 1800 1600 Давление распространения трещины 1400 Пакер Модуль контроля потока P 1200 1000 3500 3550 3600 3650 3700 3750 Время, с Отборная камера Рис. 17. Изменение давление в ходе проведения исследований для определения давления гидроразрыва. 42 Нефтегазовое Обозрение Весна 2004 43 Рис. 18. Прибор CHDT. Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) (рис. 18) представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах и отбор высококачественных проб пластовых флюидов путем просверливания обсадной колонны, цемента, породы в глубь пласта, проведения замеров пластового давления, отбора проб и последующей закупорки всех просверленных отверстий. Пробка рассчитана на давление порядка 68,9 МПа в обоих направлениях. За одну спускоподъемную операцию можно просверлить и провести исследования, а затем загерметизировать обсадную колонну в шести точках12. В старых скважинах или в новых скважинах с обсадной колонной оценочные данные, необходимые для оптимизации добычи или экономического моделирования, могут иметь не 12 Burgess K., Fields T., Harrigan E., Golich G.M., MacDougall T., Reeves R., Smith S., Thornsberry K., Ritchie B., Rivero R. and Siegfried R.: “Formation Testing and Sampling Through Casing.” Oilfiled Review 14, no. 1 (Spring 2002): 46–57. Бэрджесс К., Филдз Т., Харриган Э., Голик Г.М., МакДугалл Т., Рийвз Р., Смит С., Торнсберри К., Ритчи Б., Риверо Р. и Зигфрид Р.: «Испытание пласта и взятие проб через обсадную колонну». Нефтегазовое обозрение 7, № 2 (Осень 2002): 32–45. 44 меньшее значение, чем в разведочных или вновь пробуренных на разрабатываемом месторождении. Профиль текущего пластового давления и пробы пластовых флюидов, полученные в скважине с обсадной колонной, могут использоваться для оценки потенциальной добычи из зон не вовлеченных в разработку. Профиль давления, а также информацию о типах флюидов и их подвижности можно совместить с данными исследований насыщенности и истории добычи, и на этой основе смоделировать динамическое состояние продуктивного пласта, имеющее ключевое значение для оптимизации процесса добычи. Таким образом, исследования при помощи прибора CHDT предназначены для: • определения наличия зон, не вовлеченных в разработку; • получения необходимых параметров для оценки запасов новых продуктивных интервалов; • оптимизации стратегии разработки пласта; • сбора данных в случае затрудненных условий исследования в открытом стволе или для скважин, не имеющих данных каротажа в открытом стволе. На рис. 19 приведен пример результатов исследований при помощи прибора CHDT в Мексиканском заливе. Предварительно были проведены исследования ультразвуковым прибором USI для оценки состояния обсадной колонны и качества цемента. Эти факторы могут быть принципиальными при планировании работ по испытаниям прибором CHDT. В данном случае необходимо было определить пластовое давление в потенциально не вовлеченных в разработку зонах для планирования программы интенсификации добычи посредством проведения ГРП. Были проведены исследования с помощью прибора CHDT в пяти скважинах с диаметром обсадной колонны от 5 до 7 дюймов (127–177,8 мм). В каждой скважине были проведены шесть и более испытаний. Величины перепадов давления были получены в каждой скважине с целью выявления не вовлеченных в разработку зон и определения наличия гидродинамических барьеров между ними. Результаты каждого замера пластового давления были проанализированы с целью оценки частичного истощения в пласте. Повторные исследования на тех же самых глубинах указывают на хорошую повторяемость результатов. Сопоставление профиля текущего пластового давления с градиентом начального пластового давления по глубине представляет возможность оценить зоны с частичным и значительным истощением. Анализ профиля подвижности пластового флюида по глубине представляет ценную информацию для планирования дальнейшего дренирования пласта. Таким образом, испытания пласта с применением прибора CHDT представили информацию, которая использовалась для оценки вторичных методов извлечения и уточнения экономических аспектов проведения ГРП. Влияние областей локального повышения давления и капиллярного давления на результаты исследований приборами MDT/CHDT При определенных условиях на замеренное пластовое давление может влиять наличие областей локального повышения давления, образовавшихся в результате внедрения фильтрата бурового раствора в прискважинную зону пласта. Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт приводит к локальному повышению давления, которое в сравнительно проницаемых коллекторах исчезает по мере формирования глинистой корки. В очень низкопроницаемых породах локаль- Нефтегазовое Обозрение ное повышение давления сохраняется достаточно долго и может наблюдаться в ходе исследования MDT. Замеренное давление в этом случае может превышать истинное пластовое давление. Описываемое явление известно, как «перегрузка» (supercharging) околоскважинной зоны пласта. Во многих случаях избежать воздействия «перегрузки» позволяет применение MDT в компоновке с модулем откачки или модулем контроля потока. Использование модуля двойного пакера также может увеличить диапазон проницаемости исследуемых пород, т.к. интервал притока значительно увеличивается по сравнению со стандартным измерительным зондом при меньшей депрессии. Кроме того, на замерах давления может сказываться капиллярное давление, возникающее в результате внедрения раствора на водной основе в нефтенасыщенную часть пласта или же при внедрении раствора на нефтяной основе в водонасыщенную часть пласта. Важную роль при этом играет смачиваемость коллектора. Присутствие капиллярного давления может сказываться на положении границ раздела флюидов, определяемых по замерам давления испытателями пластов. Наиболее сильно капиллярные эффекты влияют на замеры давления в низкопроницаемых коллекторах. Использование MDT в компоновке с модулем откачки и модулем контроля потока также позволяет минимизировать или полностью устранить влияние описанного явления. Заключение Передовые комплексные технологии компании Шлюмберже, одной из которых является семейство испытателей пластов MDT/CHDT, значительно повышают качество и информативность гидродинамических исследований и позволяют эффективно решать различные задачи на стадиях разведки, проектирования и доразведки нефтяных и газовых месторождений, а также в ходе их эксплуатации. Также одним из преимуществ приборов MDT/CHDT является их модульный дизайн, что позволяет заказчику подбирать компоновку прибора и наилучшим образом планировать исследования для каждой конкретной задачи гидродинамических исследований скважин и пластов. Весна 2004 –500,000 –6,0000 –5,600 –5,200 –4,800 –4,4000 –4,0000 –3,6000 –3,2000 –2,8000 –2,4000 –2,0000 –1,6000 –1,2000 –0,8000 –0,4000 0,5000 Внешний макс. радиус 1,8 дюйм 3,8 Внутренний мин. радиус –1000,000 –500,000 0,3000 2,1000 2,6364 3,1727 3,7091 4,2455 4,7818 5,3182 5,8545 6,3909 6,9273 7,4636 8,0000 Мин. Макс. 200 мкс 1200 1,8 дюйм 3,8 Внешний средний радиус Глубина Амплитуда 1,8 дюйм 3,8 Динамическое изобраКарта цемента жение Пластовое давление, psi Подвижность, мД/сП X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Градиент начального пластового давления X200 X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Рис. 19. Пластовое давление и подвижность по результатам использования CHDT. 45 Рис. 18. Прибор CHDT. Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) (рис. 18) представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах и отбор высококачественных проб пластовых флюидов путем просверливания обсадной колонны, цемента, породы в глубь пласта, проведения замеров пластового давления, отбора проб и последующей закупорки всех просверленных отверстий. Пробка рассчитана на давление порядка 68,9 МПа в обоих направлениях. За одну спускоподъемную операцию можно просверлить и провести исследования, а затем загерметизировать обсадную колонну в шести точках12. В старых скважинах или в новых скважинах с обсадной колонной оценочные данные, необходимые для оптимизации добычи или экономического моделирования, могут иметь не 12 Burgess K., Fields T., Harrigan E., Golich G.M., MacDougall T., Reeves R., Smith S., Thornsberry K., Ritchie B., Rivero R. and Siegfried R.: “Formation Testing and Sampling Through Casing.” Oilfiled Review 14, no. 1 (Spring 2002): 46–57. Бэрджесс К., Филдз Т., Харриган Э., Голик Г.М., МакДугалл Т., Рийвз Р., Смит С., Торнсберри К., Ритчи Б., Риверо Р. и Зигфрид Р.: «Испытание пласта и взятие проб через обсадную колонну». Нефтегазовое обозрение 7, № 2 (Осень 2002): 32–45. 44 меньшее значение, чем в разведочных или вновь пробуренных на разрабатываемом месторождении. Профиль текущего пластового давления и пробы пластовых флюидов, полученные в скважине с обсадной колонной, могут использоваться для оценки потенциальной добычи из зон не вовлеченных в разработку. Профиль давления, а также информацию о типах флюидов и их подвижности можно совместить с данными исследований насыщенности и истории добычи, и на этой основе смоделировать динамическое состояние продуктивного пласта, имеющее ключевое значение для оптимизации процесса добычи. Таким образом, исследования при помощи прибора CHDT предназначены для: • определения наличия зон, не вовлеченных в разработку; • получения необходимых параметров для оценки запасов новых продуктивных интервалов; • оптимизации стратегии разработки пласта; • сбора данных в случае затрудненных условий исследования в открытом стволе или для скважин, не имеющих данных каротажа в открытом стволе. На рис. 19 приведен пример результатов исследований при помощи прибора CHDT в Мексиканском заливе. Предварительно были проведены исследования ультразвуковым прибором USI для оценки состояния обсадной колонны и качества цемента. Эти факторы могут быть принципиальными при планировании работ по испытаниям прибором CHDT. В данном случае необходимо было определить пластовое давление в потенциально не вовлеченных в разработку зонах для планирования программы интенсификации добычи посредством проведения ГРП. Были проведены исследования с помощью прибора CHDT в пяти скважинах с диаметром обсадной колонны от 5 до 7 дюймов (127–177,8 мм). В каждой скважине были проведены шесть и более испытаний. Величины перепадов давления были получены в каждой скважине с целью выявления не вовлеченных в разработку зон и определения наличия гидродинамических барьеров между ними. Результаты каждого замера пластового давления были проанализированы с целью оценки частичного истощения в пласте. Повторные исследования на тех же самых глубинах указывают на хорошую повторяемость результатов. Сопоставление профиля текущего пластового давления с градиентом начального пластового давления по глубине представляет возможность оценить зоны с частичным и значительным истощением. Анализ профиля подвижности пластового флюида по глубине представляет ценную информацию для планирования дальнейшего дренирования пласта. Таким образом, испытания пласта с применением прибора CHDT представили информацию, которая использовалась для оценки вторичных методов извлечения и уточнения экономических аспектов проведения ГРП. Влияние областей локального повышения давления и капиллярного давления на результаты исследований приборами MDT/CHDT При определенных условиях на замеренное пластовое давление может влиять наличие областей локального повышения давления, образовавшихся в результате внедрения фильтрата бурового раствора в прискважинную зону пласта. Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт приводит к локальному повышению давления, которое в сравнительно проницаемых коллекторах исчезает по мере формирования глинистой корки. В очень низкопроницаемых породах локаль- Нефтегазовое Обозрение ное повышение давления сохраняется достаточно долго и может наблюдаться в ходе исследования MDT. Замеренное давление в этом случае может превышать истинное пластовое давление. Описываемое явление известно, как «перегрузка» (supercharging) околоскважинной зоны пласта. Во многих случаях избежать воздействия «перегрузки» позволяет применение MDT в компоновке с модулем откачки или модулем контроля потока. Использование модуля двойного пакера также может увеличить диапазон проницаемости исследуемых пород, т.к. интервал притока значительно увеличивается по сравнению со стандартным измерительным зондом при меньшей депрессии. Кроме того, на замерах давления может сказываться капиллярное давление, возникающее в результате внедрения раствора на водной основе в нефтенасыщенную часть пласта или же при внедрении раствора на нефтяной основе в водонасыщенную часть пласта. Важную роль при этом играет смачиваемость коллектора. Присутствие капиллярного давления может сказываться на положении границ раздела флюидов, определяемых по замерам давления испытателями пластов. Наиболее сильно капиллярные эффекты влияют на замеры давления в низкопроницаемых коллекторах. Использование MDT в компоновке с модулем откачки и модулем контроля потока также позволяет минимизировать или полностью устранить влияние описанного явления. Заключение Передовые комплексные технологии компании Шлюмберже, одной из которых является семейство испытателей пластов MDT/CHDT, значительно повышают качество и информативность гидродинамических исследований и позволяют эффективно решать различные задачи на стадиях разведки, проектирования и доразведки нефтяных и газовых месторождений, а также в ходе их эксплуатации. Также одним из преимуществ приборов MDT/CHDT является их модульный дизайн, что позволяет заказчику подбирать компоновку прибора и наилучшим образом планировать исследования для каждой конкретной задачи гидродинамических исследований скважин и пластов. Весна 2004 –500,000 –6,0000 –5,600 –5,200 –4,800 –4,4000 –4,0000 –3,6000 –3,2000 –2,8000 –2,4000 –2,0000 –1,6000 –1,2000 –0,8000 –0,4000 0,5000 Внешний макс. радиус 1,8 дюйм 3,8 Внутренний мин. радиус –1000,000 –500,000 0,3000 2,1000 2,6364 3,1727 3,7091 4,2455 4,7818 5,3182 5,8545 6,3909 6,9273 7,4636 8,0000 Мин. Макс. 200 мкс 1200 1,8 дюйм 3,8 Внешний средний радиус Глубина Амплитуда 1,8 дюйм 3,8 Динамическое изобраКарта цемента жение Пластовое давление, psi Подвижность, мД/сП X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Градиент начального пластового давления X200 X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Рис. 19. Пластовое давление и подвижность по результатам использования CHDT. 45
