Новые аспекты испытания пластов приборами на кабеле

Новые аспекты испытания пластов
приборами на кабеле
При измерении давления и отборе проб традиционными пластоиспытателями
на кабеле нефтедобывающие компании сталкиваются со сложностями в
случае некоторых типов пластов и некоторых видов пластовых флюидов.
Но недавно инженеры сконструировали прибор, позволяющий даже в
сложных условиях (малоподвижные пласты, тяжелая нефть) получать при
опробовании пластов достоверные данные.
Косан Айян
Париж, Франция
Пьер-Ив Корр
Аббевиль, Франция
Мауро Фирину
Eni SpA E&P
Равенна, Италия
Херман Гарсия
Мехико, Мексика
Мортен Р.Кристенсен
Абу-Даби, ОАЭ
Майкл О’Киф
Лондон, Англия
Томас Пфайфер
Ставангер, Норвегия
Крис Тивис
Шугар-Ленд, штат Техас, США
Луиджи Заппалорто
Eni Norge SA
Ставангер, Норвегия
Мурат Зейбек
Дахран, Саудовская Аравия
«Нефтегазовое обозрение». Сборник I: избранные
статьи из журнала «Oilfield Review», том 24, № 3 (осень
2012 г.); том 24, № 4 (зима 2012—2013 гг.); том 25,
№ 1 (весна 2013 г.).
Copyright © 2014 Schlumberger.
Данная статья является русским переводом статьи
“New Dimensions in Wireline Formation Testing,” Oilfield
Review, Spring 2013: 25, no. 1.
Copyright © 2013 Schlumberger.
ECLIPSE, MDT, Quicksilver Probe и Saturn являются
товарными знаками компании Schlumberger.
96
Нефтегазовое обозрение
Д ля оп р е д е ле н и я х а ра кт е ри ст и к
к олл е к тор ов и ра з ра бо т ки про е ктов зак ан ч и ван и я с кв а ж и н в це ля х д ос ти ж е н и я н а и б о л ь ш е й э ф фек т и вн ос ти д о б ы ч и и н ж е н е ра м
н ев о зм ож н о об ой т и сь бе з а н а л и з а
ск в аж и н н ых п р об пл а с т о в ы х ф л ю идов и г и д р о д и н а м и ч е ски х и с пы та н и й с к важ и н (ГД И С ) н а н е ус т а н ови вши хс я р е ж и м а х ф и л ьт ра ци и .
В сл о ж н ых ж е п ла с т а х з а д а ч а по и ск а под ви ж н ых ф л ю и д о в и о пре д е лен и я выс от зале ж е й уг л е в о д о ро дов с тан ови тс я е щ е б о л е е т руд н о й .
Д ля точ н о й оц е н ки з а па с о в и со з дани я п р е д с тавит е л ь н ы х м о д е л е й
к олл е к тор ов
и н ж е н е ры -про м ы слов и к и и п е тр оф и з и ки и с по л ь з уют с ам ые р азн ые д а н н ы е . Э т о , по мим о п р оч е г о , с в е д е н и я о со ст а в е
флю и д ов, р е зу льт а т ы и з м е ре н и я
поро во г о д авле ни я, т е м пе ра т ура
к олл е к тор а, р е ак ци я ко л л е кт о ра
н а и зм е н е н и я д а в л е н и я, а т а кж е
объед и н е н н ые с е й см о ра з в е д о ч н ы е
данные .
Ра н ь ше в б о л ь ш и н ст в е с л уч а ев п р об ы п лас то в ы х ф л ю и д о в о т бирали п о с ле вы х о д а ф л ю и д о в н а
повер хн о с ть п р и о про бо в а н и и и спытате ле м , с п у с ка е м ы м н а ко л о н н е бу р и ль н ых тр у б, и о про бо в а н и и
н а пр и ток , п о с л е ч е г о и з про б ы
выде ля ли к ом п оне н т ы г а з а , н е ф ти и вод ы. Э ти про б ы н а пра в л яли на ан али з во в н е про м ы сл о в ы е
ла бор атор и и . ГДИ С по -пре ж н е м у
я вл я ю тс я д ля и н же н е ро в и с т о ч н и к ом п о ле зн ых с в е д е н и й о пл а ст о вых ф люи д ах, р аз м е ре ко л л е кт о ра
и поте н ц и аль н ом д е би т е . Од н а ко
опред е ле н и е хар а кт е ри ст и к ф л ю и дов п о п р о б ам , от о б ра н н ы м н а по верх н о с ти , м ож е т б ы т ь про б л е м а тичн ым . Ре к о м б и н и ро в а н и е про б
выде ле н н ых ф лю и д о в н а по в е рх н ост и тр е б у е т б о л ь ш о й т щ а т е л ь н ост и : ч ас то с п е ци а л и с т а м н е л е г ко
избеж ать заг р я зн е н и я про б л и бо
потер и д авле н и я при о т бо ре и пе рево зк е п р о б , ос о б е н н о н а уд а л е н н ых об ъе к тах; в л а б о ра т о ри и ж е
н еоб хо д и м о вос с о з д а в а т ь пл а с т о вые у с лови я д ля о бе спе ч е н и я т о ч н ост и ан али за, ч т о н е л е г ко .
В 1 9 5 0 - е г од ы эт и и д руг и е про блем ы о тб о р а п ро б спе ци а л и с т ы
отрас ли н ач али р е ш а т ь при по м о Сборник I
Скважинный флюид
Надувной пакер
Отверстие забора
флюида в ИПК
Надувной пакер
Скважинный флюид
Рис. 1. ИПК со сдвоенным пакером. — Вместе с некоторыми ИПК используют гидравлические надувные пакеры для создания уплотнения с целью предотвращения
загрязнения проб скважинными флюидами во время отбора проб и ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации.
щ и и с пы та телей пла с тов, с пус к а е м ы х в и нтер ва лы и с с ледова ни я
н а кар ота жном к а беле (ИП К ). В
о д н о й и з неда вни х м оделей этого
при б ор а пр едус м отр ены двой ны е
па ке ры , к отор ы е на дува ют вы ше
и н и же точ к и отбор а пр об, и з оли руя пласт от скважинных флюид о в и поз воля я отби р а ть пр обы с
бо л ь ш его уч а с тк а пла с та (р и с . 1 ).
П о сл е этого пла с товы е флюи ды
втек а ют в пла с тои спыт ат ел ь по д
дей с тви ем пла с тово го давл ения
и ли да влени я , с оз даваемо го насо с ом , и з ни х отби р а ю т про бы, ко т о р ы е подни м а ют на по верхно ст ь.
В ИП К з ондового типа гидравл ич ес к и е пор шни пр и жимаю т пакер к
с тенк е с твола с к ва жины ( рис. 2) .
В пла с т вы дви га ется нахо дящийс я в с ер еди не па к ера зо нд, и пл ас товы е флюи ды втекаю т в пл аст о -
97
испытате ль с ам о с т о ят е л ь н о и л и
зак а ч и ваю тс я
насосом.
Анализ
флю и д о в п р о и с хо д и т в с кв а ж и н е ,
и про б ы м ож н о о т би ра т ь в о в ре м я
изме р е н и я д авле н и я с кв а ж и н н ы ми ман о м е тр ам и . П е ре д по д а ч е й в
к он те й н е р ы д ля про б ф л ю и д ы а н а лизи р у ют н а ч и с т о т у. Э т о по з в о л яет уд аля ть заг р я з н е н н ы е при м е с ями ф лю и д ы д о то г о , ка к и н ж е н е ры
отбер у т п р о б ы п л а с т а . В ко н т е й н е ра х д ля п р об ф лю и д ы х ра н ят ся по д
дав ле н и е м , р авн ы м пл а ст о в о м у, в о
избеж ан и е ф азовы х пе ре х о д о в при
подъе м е п р о б н а по в е рх н о ст ь д л я
пере во зк и в лаб о ра т о ри ю д л я по сл ед у юще г о ан али з а . 1
Пакер
Поршни
Зонд
Рис. 2. ИПК зондового типа. — Когда
прибор зондового типа спускают на заданную глубину , с одной стороны ИПК в
сторону стенки ствола скважины выдвигаются поршни, которые упираются в эту
стенку , а пакер прочно вдавливается в
опробуемый пласт на противоположной
стороне ИПК. Затем в пласт выдвигается
находящийся в середине пакера зонд;
пластовый флюид сквозь зонд втекает в
заборный трубопровод прибора и контейнер для проб, после чего извлекается
на поверхность. Манжета пакера вокруг
зонда не даёт скважинным флюидам
смешиваться с пластовыми флюидами.
98
П робы флюи дов, отобр а нны е пр и
по м о щ и ИП К , ч а с то ок а з ы ва ли с ь
б о л е е пр едс та ви тельны м и обр а з ца м и пл а с товы х флюи дов, ч ем те, ч то
о т би р а ли с ь на повер хнос ти . П р и
э т о м , одна к о, з онды , и с польз ова вш и е с я в р а нни х моделя х пла с тои спы т ателей , не годи ли с ь для пр и м е н е ни я в ус лови я х тех пла с тов,
г д е т рудно бы ло обес печ и ть уплотн е н и е. Та к же пр и и с пы та ни я х в
пл а с т а х, где флюи ды пр и тек а ют к
пл а с т ои с пы та телю м едленно, вр ем я н а хождени я пла с тои с пы та теля
н а уч а с тк е отбор а з а тя ги ва лос ь, в
ре з ул ьта те ч его пр обы ч а с то ч р ез м е рн о з а гр я з ня ли с ь фи льтр а том
б уро вого р а с твор а . Более того, доб и т ь с я пр и ток а вы с ок овя з к и х жи дко ст ей с к воз ь толщу пла с та в с к ва ж и н у обы ч но можно тольк о путем
со з д а ни я относ и тельного вы с ок ог о пе р епа да да влени я (депр ес с и и )
м е ж д у с к ва жи ной и пла с том . А
т а ка я депр ес с и я может пр евы с и ть
н о м и на льны е ха р а к тер и с ти к и па ке ра И П К ли бо — в ус лови я х р ы хл о г о пла с та — пр и вес ти к р а з р ушен и ю ствола с к ва жи ны , а з а тем и к
ра з уплотнени ю па к ер а . 2 Си льна я
д е прес с и я может та к же пр и вес ти
к па дени ю да влени я до вели ч и ны
д а в л ени я на с ы щени я , пр и к оторо м на ч и на етс я вы делени е р а с творе н н ого га з а и и з менени е с ос та ва
н е ф т и , ч то подвер га ет опа с нос ти
це л о с тнос ть пр обы .
В нек отор ы х с к ва жи нны х ус лов и ях отбор пр едс та ви тельны х пр об
о б ы ч ны ми ИП К с еди нс твенны м
з о н д о м з а тр уднен и з -з а того, ч то
па ке р не да ет попа да ть в з онд только б ур овом у р а с твор у и ли р а с твору д л я з а к а нч и ва ни я с к ва жи н. Н о
про ба может бы ть з а гр я з нена та к ж е и др уги м и флюи да м и , пр они к ш и м и в пр они ца ем ую з ону. Ч тобы
по л учи ть более и ли менее ч и с тую
про бу пла с товы х флюи дов, и нжен е ры пр и меня ют модуль отк а ч к и —
м и н и атюр ны й на с ос , вс тр оенны й в
ко л о нну ИП К , — для с а м ос тоя тельн о г о отток а и ли отк а ч к и флюи дов
и з пл а с та ч ер ез пла с тои с пы та тель
в скв а жи ну до полного уда лени я
при м ес ей . Ха р а к тер и с ти к и вход ящ и х флюи дов а на ли з и р уютс я в
с кв а жи нны х ус лови я х р а з нообр а з -
ны м и да тч и к а м и . Зат ем по т о к пу с к а ют в к онтей нер ы дл я про б, где
флюи ды с охр а ня ются дл я перево зк и в ла бор а тор и и дл я по сл еду ю щего а на ли з а .
В любы х ус ловиях по л у чение
пр едс та ви тельной п ро бы пл аст о вого флюи да м ожет о казат ь ся непр ос той з а да ч ей , п о ско л ьку инженер а м и ногда б ывает т ру дно
ус та нови ть, в к а к ой мо мент по т о к
в дос та точ ной с тепени о чищен
от пр и м ес ей . П р и расчет е времени оч и с тк и поток а из пл аст а при
да нном деби те и нженеры выну ждены пола га тьс я на сведения о
к оллек тор е, а та к же о приро де и
объ ем е пр и мес ей . Расчет у сл о жня етс я та к же и тем, чт о фл ю ид из
к оллек тор а пр и тек ает к зо нду в
вор онк ообр а з ном объеме, захваты ва я пр и м ес и не т о л ько из неко тор ого вер ти к а льно го про межу т ка
вдоль с твола , но и из прил егаю щей
к с тволу з оны пр оникно вения. В
з оне внешней гр а ницы т ако го по ток а м ожет пр и с утс т во ват ь значительное к оли ч ес тво неко л л ект о рны х флюи дов, на откачку ко т о рых
может уй ти нем а лое время. Част о
и з -з а недооценк и времени о т качки
отби р а ютс я
непр едст авит ел ь ные
пр обы , ли бо, на оборо т, из-за переоценк и необходи мо го времени на
одну точ к у отбор а про б т рат ит ся
с ли шк ом м ного вр емени и средст в.
Н ововведени я в ко нст ру кцию
ИП К пом ога ют в значит ел ьно й
с тепени обой ти эти о граничения.
Н а пр и м ер , ч тобы с о крат ит ь время
на оч и с тк у поток а из пл аст а и о т бор пр едс та ви тельн о й про бы, разр а ботч и к и к омпа ни и Sch lumberger
с оз да ли пла с тои с пыт ат ел ь дл я извлеч ени я ч и с того пл аст о во го ф л ю и да с фок ус и р ова нным по т о ко м
Q u ic ks ilv er Pr ob e; в него ф л ю иды
пос тупа ют ч ер ез два ко нцент ричес к и х к ольцевы х з а бо рных о т верс ти я . Ч ер ез внешнее ко л ьцо вт ек а ет внешня я , более загрязненная
ч а с ть поток а , к отор ая по т о м сбрас ы ва етс я в с к ва жи ну. Вну т ренняя,
более пр едс та ви тел ьная част ь во р онк ообр а з ного пот о ка по падает в
з онд ч ер ез внутр еннее ко л ь цо ; ее
можно з а тем на пр а в ит ь в ко нт ейнер ы для пр об ИП К ( рис. 3) . 3
Нефтегазовое обозрение
Уровень загрязнения
Е щ е о д н а н о в а я т е х н о л о г и я,
ск в аж и н н ый
ана л и з
флюидов
(САФ), зак лю ч ае т ся в а н а л и з е с о став а п лас товог о ф л ю и д а м е т о д о м
опти ч е с к ой с п ект ро с ко пи и при
прох ож д е н и и ф лю и д а скв о з ь И П К.
Эта те хн оло г и я п о з в о л яе т о пре д е лить с о д е р ж ан и е при м е се й и н а ч и н ать о тб и р ать п р о б ы л и ш ь по с л е
того , к ак он о с н и з и т с я д о при е м лемо г о у р о вн я . П ро в е д е н и е С АФ
н а и зб р ан н ых и нт е рв а л а х в н ут ри
ск в аж и н ы, а так ж е в н е ско л ь ки х
ск в аж и н ах, п озво л яе т по л уч а т ь ра н ее н е д ос ту п н ые д а н н ы е , н е о б х о димые д ля ан али з а ст ро е н и я ко л лек то р а. 4
П о м и м о о б е с пе ч е н и я ч и с т о т ы
проб, н овые те х н о л о г и и с о кра щаю т вр е м я п р е б ы в а н и я н а т о ч ке
отбо р а, ч то в с о в о купн о с т и сущ е ствен н о с ок р ащает э кс пл уа т а ци о н н ые и зд е р ж к и . О д н а ко сл о ж н о ст и
н е и с ч е зают. В д а н н о й ст а т ь е о б сужд аю тс я тр у д но ст и о т б о ра про б
флю и д о в в п р об л е м н ы х ко л л е кторах, а так ж е н о в ы е т и пы И П К,
прим е н е н и е к о т о ры х по з в о л яе т
эти тр у д н ос ти п р е о д о л е т ь . П ри м е ры и з э к с п лу атаци о н н о й пра кт и ки
н а Б ли ж н е м Вос т о ке , в М е кс и ке
и Нор ве г и и п ок а з ы в а ю т, ка к при мен е н и е н о во г о при б о ра о б л е г ч а ет з ад ач у отб ор а про б ф л ю и д о в в
сл ож н ых п лас то в ы х ус л о в и ях .
Проба приемлемого качества
Время
Предохранительное
отверстие
Уплотнение
Отверстие
забора
загрязненного
потока
Отвод на контейнеры
с пробами
Уплотнение
Пробоотборное
отверстие
Отвод в скважину
Рис. 3. Отбор проб пластового флюида при помощи пробоотборника Quicksilver
Probe с фокусировкой потока. — Пробоотборник имеет два кольцевых заборных
отверстия — пробоотборное и окружаюшее его отверстие забора загрязненного
потока, а также предохранительное отверстие между ними (слева внизу на рис.).
Пакеры окружают и изолируют эти два заборных отверстия друг от друга и обеспечивают изоляцию путем прижатия к стенке скважины. Пластовый флюид изображен
серо-голубым цветом, а фильтрат — светло-коричневым. В начале откачки флюид,
поступающий в пробоотборное отверстие, сильно загрязнен (слева вверху на рис.),
но уровни загрязнения быстро снижаются до приемлемого значения.
Пост оянные проб ле м ы
Новые , б оле е с о в е рш е н н ы е ко н струк ц и и ИПК з н а ч и т е л ь н о по выси ли во зм ож но ст и по л уч е н и я
пред с тави те ль н ых и при г о д н ы х
для ан али за п р о б ф л ю и д о в при
высо к ото ч н ой р ег и с т ра ци и скв а ж инн ых д авле н и й н а б о л ь ш и н с т в е
типов п лас тов. Од н а ко успе ш -
н о м у отбор у пр об по-пр ежнему
пре пя тс твуют эк с плуа та ци онны е
о г ра н и ч ени я и ус лови я р ы хлы х
пе сч а ни к ов, тя желой нефти и ни з ко про ни ца ем ы х пор од.
Д л я ус пешного пр еодолени я эти х
пре г р а д одно и з р ешени й — пр и м ен е н и е обы ч ны х с двоенны х па к ер ов.
Од н а ко р еа ли з а ци я та к ого р еше-
ни я на та лк и ва етс я на э кспл у ат аци онны е огр а ни ч ения. В кру пных
с к ва жи на х на на ду вание пакеро в
тр ебуетс я больше времени, а их
относ и тельное р а с по л о жение выше
и ни же и с с ледуемой зо ны со здает
большой ула вли ва ю щий о бъем. В
р ез ульта те его воз никно вения на
оч и с тк у поток а и з пл аст а т ребу ет -
1. Подробнее об ИПК см.: Ayan C, Hafez H, Hurst S,
Kuchuk F, O’Callaghan A, Peffer J, Pop J and Zeybek
M: “Characterizing Permeability with Formation
Testers,” Oilfield Review 13, no. 3 (Autumn 2001):
2–23.
3. Подробнее о пластоиспытателе Quicksilver Probe
см.: Akkurt R, Bowcock M, Davies J, Del Campo
C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M,
Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S and
Zeybek M: “Focusing on Downhole Fluid Sampling
and Analysis,” Oilfield Review 18, no. 4 (Winter
2006/2007): 4–19. В русском переводе: Р. Аккурт,
М. Боукок, Д. Дэвис, К. Дель Кампо, Б. Хилл, С.
Джоши, Д. Кунду, С. Кумар, М. О’Киф, М. Самир, Д.
Тарвин, П. Уайнхебер, С. Уильямс и М. Зейбек: «В
фокусе — глубинный отбор и анализ проб пластовых флюидов», Нефтегазовое обозрение, том 18,
№ 4 (зима 2006–2007 гг.): 4–23.
4. Подробнее об анализе скважинных флюидов см.:
Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi
H, Hegeman P, O’Keefe M, Peters K and Zuo JY:
“Downhole Fluids Laboratory,” Oilfield Review 21, no.
4 (Winter 2009/2010): 38–54.
2. Депрессия — перепад давления, заставляющий
флюиды перетекать из пласта коллектора в
скважину. Имеет место, когда давление в стволе
скважины ниже давления в пласте, как естественным образом, так и при откачке или добыче из
скважины.
Сборник I
99
Надув
но
пакер й
Отвер
с
забор тия
а
флюи
да
Трехмерный радиальный зонд Saturn с четырьмя отверстиями
и площадью сечения потока, более чем в 500 раз превышающей
таковую у стандартного зонда.
Трехмерный
радиальный
зонд Saturn
Эллиптический
зонд
Зонд
сверхбольшого
диаметра
Зонд
Quicksilver Probe
Зонд большого
диаметра
Стандартный
зонд
79,44
Площадь сечения
потока, дюйм2
6,03
Площадь сечения
потока, дюйм2
2,01
Площадь сечения
потока, дюйм2
1,01
Площадь сечения
потока, дюйм2
0,85
Площадь сечения
потока, дюйм2
0,15
Площадь сечения
потока, дюйм2
Рис. 4. Зонд Saturn. — Зонд Saturn (вверху на рис.) отбирает пробы пластовых
флюидов через четыре большие отверстия, равномерно распределенных по периметру пластоиспытателя. Отверстия прижимаются к стволу скважины при надувании
пакера пластоиспытателя; это создает уплотнение, не дающее пластовым флюидам
смешиваться со скважинными. Геометрическая форма пластоиспытателя заставляет
пластовые флюиды (изображенные зеленым цветом) течь в радиальном направлении
(справа в центре рис.) и способствует быстрому удалению загрязненных флюидов
(показанные синим цветом). У обычного ИПК (слева в центре рис.) с одним боковым
отверстием характер движения потока другой. Также площадь сечения потока у зонда Saturn по сравнению с обычными зондами во много раз больше (внизу на рис.).
5. Расширение и сжатие скважинного флюида искажают реакцию пласта на изменения давления при
ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации.
Самая главная задача при таких ГДИС — различение влияния присутствия объема нефти в стволе
скважины и истинной реакции коллектора на
изменения давления.
100
с я з на ч и тельно больше времени, а
в ни з к опр они ца ем ых ко л л ект о рах
з а тр удня ютс я ГДИС на неу ст ано ви вши хс я р ежи ма х ф ил ьт рации. 5
П р и и с пы та ни я х мал о по движны х пла с тов во в ремя о т качки
м ожет с и льно вы р аст и вел ичина
с ни жени я да влени я. В резу л ьт ате пер епа ды да вления мо гу т превы с и ть
номи на льно е
значение
для с ущес твующи х дво йных пак ер ов, с ос та вля ющий примерно
3 1 М П а (4 5 0 0 фунт/дю йм 2 ) . Высо к и е пер епа ды та к же мо гу т о бразо ва тьс я и з -з а теч ени я высо ко вязко го флюи да с к воз ь р ыхл ые пески, в
р ез ульта те ч его может про изо йт и
р а з уплотнени е па к ера ил и даже
обр ушени е с тенк и с кважины.
О тбор пр об та к же сво дит ся на
нет в тр ещи нова ты х пл аст ах, ко гда пла с товы й пес ок заку по ривает з онд и вы к и дны е л инии. Кро ме
того, в р ез ульта те б у рения по ро ды
с ни з к ой меха ни ч еско й про чно с тью с твол у с к ва жины о бычно по луч а етс я нер овны м , и на нем мал о
уч а с тк ов с ди а м етр о м, равным диаметр у долота , где пакер мо жет о бес печ и ть хор ошее упл о т нение.
Для решения этих проблем инженеры в своих многолетних исследованиях увеличили размер зонда в
10 раз, придумывая зонды разных
форм, наиболее приемлемых для тех
или иных типов пластов. Зонды с
большей площадью сечения потока
принесли успех при отборе проб в
малопроницаемых пластах и рыхлых
песчаниках, а использование двойных пакеров повысило производительность при перепадах давления
до 40 МПа (5800 фунт/дюйм 2 ). Измерения при САФ также позволяют
обеспечить чистоту п ро б, по зво л яя
подвер га ть и х др угим, ко мпл ексны м ти па м а на ли з а про б фл ю идов, к отор ы е невозмо жно про вес ти с пр оба ми , по днимаемыми
на повер хнос ть и перено симыми
в ла бор а тор и и . Сл еду ю щий э т ап
р а з ви ти я ИП К бы л недавно до с ти гнут
и нженер ами
ко мпании
S c hlu mb er ger, к огда был разрабо та н з онд, и меющи й о дно временно
и з на ч и тельно бóльшу ю пл о щадь
с еч ени я поток а и з пл аст а в прибо р,
и более на дежное уп л о т нение.
Нефтегазовое обозрение
Общие параметры
Пористость
Горизонтальная проницаемость
Вертикальная проницаемость
Диаметр ствола скважины
Толщина пласта
Расстояние от пластоиспытателя до границы
Пластовое давление
Максимальная депрессия во время очистки
Максимальная скорость откачки
Глубина проникновения фильтрата в пласт
Значение
20%
10 миллидарси
2 миллидарси
21,6 см (8,5 дюймов)
50 м (164 фута)
25 м (82 фута)
21 МПа (3000 фунт/дюйм2)
4 МПа (600 фунт/дюйм2)
25 см3/с (0,4 галл. США/мин)
10 см (4 дюйма)
Параметры очистки от смешивающихся примесей
Вязкость нефти
Вязкость фильтрата нефтяного бурового раствора
Значение
1 сП
1 сП
Выходные данные модели
Вязкость нефти
Вязкость фильтрата водяного бурового раствора
Относительная проницаемость
Остаточная нефтенасыщенность
Неснижаемая нефтенасыщенность
Относительная проницаемость по воде
Относительная проницаемость по нефти
Главные образцы воды и нефти
Насыщенность связанной водой
Выходные данные модели
Значение
1 сП
0,6 сП
Гидрофобная
Гидрофильная
0,30
0,10
0,15
0,20
0,80
0,20
0,60
1,00
1,5 и 3,0
3,0 и 1,5
0,12
0,12
Очистка от
смешивающихся
примесей
Трехмерный радиальный зонд Saturn
Зонд СБД
Преимущество Saturn над СБД по скорости
Очистка от
Очистка от
несмешивающихся примесей, несмешивающихся примесей,
гидрофильный пласт
гидрофобный пласт
0,71 ч
9,10 ч
12,8
Рис. 5. Параметры моделирования испытания на очистку
потока. — Инженеры выполнили сравнение эффективности
очистки потока флюида из пласта в зонде Saturn и при использовании двойного пакера и зондов СБД при помощи пластовой
модели с конкретными параметрами ствола, пласта, флюида и
воссоздаваемых сценариев (вверху на рис.). Выходные данные
модели (внизу на рис.) подтверждают , что благодаря большей
площади сечения потока у зонда Saturn существенно сокращается продолжительность очистки потока флюида из гидрофиль-
Ра ди ал ь ный з онд
Чтоб ы об ой ти о г ра н и ч е н и я, с о з дав ае м ые п е р е п а д о м д а в л е н и я, а
та к ж е р е ши ть с в яз а н н ы е с н и м и
проб ле м ы н ад е ж н о ст и упл о т н е н и я,
ра зр аб о тч и к и Sc h lu m be r g e r с о з д а ли тр е хм е р н ый ра д и а л ь н ы й з о н д
Sa tu rn. По п е р и м е т ру э т о г о при бора н а р авн о м ра сс т о ян и и д руг
от д р у г а р ас п о л а г а ю т с я ч е т ы ре
вытян у тых вп у с к н ы х о т в е рс т и я, а
н е о д н о , п р и э то м н е и спо л ь з ую т ся и д вой н ые п аке ры . Э т и ч е т ы ре
отв е р с ти я и зо ли рую т с я о т ст в о л а
ск в аж и н ы од н и м и т е м ж е н а д увным п ак е р о м , к о т о ры й при ж и м а ется к п лас ту б о л ь ш о й упл о т н яю щей п о ве р хн о с ть ю ( ри с. 4 ) .
Сборник I
0,42 ч
7,17 ч
17,0
0,99 ч
14,61 ч
14,8
ных и гидрофобных песков с разной вертикальной и горизонтальной проницаемостью. Сценарии моделирования учитывают
эффекты накопления для двойного пакера. Сценарии исходят
из наличия улавливающего объема в 17,0 л (4,5 галл. США);
предполагается, что фильтраты буровых растворов на нефтяной и водной основе внутри такого улавливающего объема
мгновенно разделяются. Высота промежутка между пакерами — 1,02 м (40 дюймов).
Пакер зонда Saturn обеспечивает
более надежное уплотнение при прижатии к неровной стенке скважины,
чем пакеры однозондовых ИПК, при
этом он надувается и сдувается быстрее, чем двойные пакеры, а улавливающий объем не создает совсем.
Четыре отверстия встроены в пакер,
и каждое из них значительно больше, чем аналогичные отверстия у
обычных зондов, что еще более ускоряет очистку потока из пласта.
П родолжи тельнос ть этой оч и с тки — а на нее уходи т ос новное вр ем я пла с тового и с пы та ни я — это
пе ри о д вр ем ени , необходи мы й для
и ст е ч ени я поток а пла с тового флюи д а до тех пор , пок а он не будет
о ч и щ ен от пр и мес ей полнос тью
и ли до пр и емлемого у ро вня. Один
и з с пос обов с ок р а тит ь про до л жительнос ть и с пы та ний — со крат ит ь
вр ем я оч и с тк и , об еспечив бо л ее
вы с ок и й деби т. Ч то бы про верит ь,
поз воля ет ли к онст ру кция зо ндов S a tu r n дос ти ч ь э т о й цел и, инженер ы -р а з р а ботч и ки по ст ро ил и
ч и с ленную модель дл я сравнения
вр ем ён оч и с тк и для зо нда Sat urn
и для обы ч ны х з ондо в сверхбо л ь шого ди а м етр а (СБД) . И спыт ание
пр оводи лос ь на ба з е т рехзо ндо во й
к онфи гур а ци и пр и по мо щи про гр а м м ного па к ета мо дел иро вания
р а з р а ботк и пла с та ECL IPSE. Дл я
м одели р ова ни я поведения зо ндо в
СБД и S a tu r n и с пол ьзо вал ась мел к а я р а с ч етна я с етк а. Дл я мо дел и-
101
Время 2
Время 3
Время 4
Загрязнение
Загрязнение
Загрязнение
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
0
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
0
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
0
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Зонд Saturn
0
Время 1
Загрязнение
Загрязнение
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
0
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Загрязнение
0
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Загрязнение
0
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Зонд СБД
0
Загрязнение
Рис. 6. Трехмерное распределение загрязнения. — Результаты моделирования
очистки флюида из пласта в зонде Saturn и зонде СБД показаны в четыре момента
времени. Уровень депрессии и в зонде СБД, и в зонде Saturn одинаковый, но, поскольку зонд Saturn имеет большую площадь сечения потока и несколько распределенных по периметру отверстий, он может функционировать при более высокой
подаче насоса, отчего очистка флюида из пласта будет идти в 12—18 раз быстрее,
чем с зондом СБД. (Al-Otaibi et al, сноска 6.)
рования смешивающихся примесей
исследователи смоделировали однофазную флюидную систему и при
помощи встроенного регистратора воссоздали ситуацию засорения
фильтратом бурового раствора. Кроме того, исследователи смоделировали несмешивающиеся гидрофобные и гидрофильные системы.
Во время отработки сценариев
инженеры анализировали такие параметры, как проницаемость, анизотропия, различие вязкостей фильтрата и нефти, дисперсия фронта
фильтрации и степень фильтрации.
При отработке сценария очистки потока со смешивающимися примесями инженеры обнаружили, что, хотя
при использовании зондов СБД
подход пластовой нефти к скважине происходит быстрее, при помощи
радиального зонда Saturn 3D можно
отобрать более чистые пробы при
меньшем суммарном объеме откачки.
При отработке сценария очистки
потока с несмешивающимися примесями брали значения вязкости бу-
102
рового раствора 1,0 сП (1,0 мПа·с)
и 0,6 сП (0,6 мПа·с). При отработке сценариев с типовыми значениями относительной гидрофильной
и гидрофобной проницаемостей,
полученные времена очистки с выходом на уровень 5% загрязнения
оказались схожими с результатами
отработки сценариев очистки потока со смешивающимися примесями
(рис. 5). 6
Так как создаваемое для обеспечения подвижности тяжелых флюидов давление депрессии достаточно
высоко, чтобы вызвать разрушение
слабосцементированных
пластов,
проведение пластовых испытаний
6. Al-Otaibi SH, Bradford CM, Zeybek M, Corre P-Y, Slapal
M, Ayan C and Kristensen M: “Oil-Water Delineation
with a New Formation Tester Module,” paper SPE
159641, presented at the SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA,
October 8–10, 2012.
7. Подвижность — отношение проницаемости пласта
к вязкости флюида. Следовательно, чем ниже
проницаемость пласта, или чем выше вязкость
флюида, тем ниже подвижность.
8. Al-Otaibi et al, ссылка 6.
приборами на кабеле в условиях,
сочетающих высоковязкие флюиды
и слабосцементированнные пески,
представляет собой одну из самых
сложных задач.
Характер течения флюида из коллектора в пробоотборник определяется законом Дарси, согласно которому дебит прямо пропорционален
проницаемости, давлению депрессии и площади сечения потока и
обратно пропорционален вязкости
флюида и протяженности участка формирования депрессии. Имея
площадь сечения потока, почти в
40 раз превышающую таковую в
обычном зонде СБД, зонд Saturn
позволяет снизить давление депрессии, необходимое для стимулирования притока тяжелых флюидов или
флюидов в пластах с низкой проницаемостью (рис. 6).
Раньше нефтедобытчикам приходилось выбирать между обычными
зондами ИПК, которые создавали
высокую депрессию и ограниченный дебит, и сдвоенными пакерами,
создававшими более высокий дебит.
Недостаток более низкого дебита в
том, что больше времени уходит на
очистку потока флюида из пласта.
С другой стороны, хотя сдвоенные
пакеры дают, в отличие от обычных
зондов, более высокий дебит, они
создают крупные улавливающие
объемы, а поскольку в несцементированных пластах стенки скважин бывают недостаточно прочные,
создать уплотнение не получается.
Конструкция же зонда Saturn объединяет в себе преимущества и зонда, и сдвоенного пакера: бóльшая
площадь сечения потока сокращает
продолжительность очистки потока
из пласта, а сочетание зонда и пакера обеспечивает механическую опору стенкам ствола скважины и дает
9. Petróleos Mexicanos (PEMEX) Exploración y
Producción: “2011: Las reservas de hidrocarburos de
México,” Mexico City: PEMEX (January 1, 2011): 22
(in Spanish).
10. Flores de Dios T, Aguilar MG, Perez Herrera R, Garcia
G, Peyret E, Ramirez E, Arias A, Corre P-Y, Slapal M and
Ayan C: “New Wireline Formation Tester Development
Makes Sampling and Pressure Testing Possible in
Extra-Heavy Oils in Mexico,” paper SPE 159868,
presented at the SPE Annual Technical Conference
and Exhibition, San Antonio, Texas, October 8–10,
2012.
Нефтегазовое обозрение
более надежное уплотнение.
Новая технология радиального
зонда Saturn позволяет нефтяникам
отбирать пробы, выполнять САФ и
обнаруживать
неустановившиеся
режимы течения в таких условиях,
в которых раньше их было невозможно обнаружить. Под условиями
подразумеваются пласты с низкой
проницаемостью, тяжелые нефти,
несцементированные пласты, однофазные флюиды, близкие к точке
насыщения, сверхплотные пласты и
другие. 7
Испытание теории на практике
Одна компания решила применить
пластоиспытатель Saturn для определения границы зон нефти и воды в
пласте, в котором исследования при
помощи старых технологий были
малоуспешными. Одной из проблем
при исследованиях пластов было
ограничение времени отбора проб
на одном участке четырехчасовым
периодом из-за потерь бурового
раствора. Так как пласты к тому же
характеризовались малоподвижностью, такое ограничение затрудняло
отбор проб традиционными зондами.
Инженеры решили, что подобная
ситуация дает шанс сравнить эффективности зонда Saturn и традиционных приборов на практике.
Они создали колонну ИПК, куда
включили зонд СБД, зонд Saturn,
композиционный модуль САФ и несколько контейнеров для проб. По
мере спуска инструмента в скважину было сделано несколько замеров;
во время подъема инструмента из
скважины было отобрано семь проб.
На первой точке отбора пробы отбирались зондом СБД после того,
как в результате измерений САФ в
потоке было обнаружено 60—70%
нефти. Пытаясь определить глубину самого низкого слоя подвижной
нефти, для отбора проб компания
выбрала точку 2. Инженеры попытались отобрать зондом СБД пробу на
точке 2, но при депрессии 13,8 МПа
(2000 фунт/дюйм 2 ) дебит составил
лишь 5,2 л/ч (1,4 галл. США/ч).
Спустя полтора часа откачки поток
был переключен на зонд Saturn, и,
хотя дебит вырос до 7,8 л/ч (2,1 галл.
США/ч), депрессия составляла лишь
Сборник I
4,7 МПа (680 фунт/дюйм 2 ). В таких
условиях была обеспечена устойчивость дебита, и инженеры, ограниченные четырехчасовым периодом,
смогли найти границу нефти и воды.
При отборе проб зондом СБД на
точке 2 инженеры не обнаружили
нефти в первых откачанных 34 л
(9,0 галл. США) (Рис. 7). Даже отдавая должное вкладу зонда СБД, инженеры пришли к выводу, что нефть
притекала к зонду Saturn быстрее;
по их мнению, это случилось благодаря повышенному дебиту и радиальному характеру откачки.
Та же компания также провела
испытание некоторого низкопористого низкоомного интервала на
этом месторождении. В результате
первой попытки, выполненной с помощью зонда СБД, была достигнута
депрессия в 13,8 МПа и дебит менее
72 л/ч (19,0 галл. США/ч). Используя же зонд Saturn, инженерам удалось снизить депрессию до 7,6 МПа
(1100 фунт/дюйм 2 ) и получить дебит в 288 л/ч (76,1 галл. США/ч).
В результате им удалось отобрать
достаточное количество проб и,
при помощи измерений оптической
плотности модулем САФ, определить водонефтяной контакт.
Зонд Saturn был также использован для обнаружения небольшого
количества нефти в малоподвижной зоне, откачка из которой обычным зондом СБД не представлялась
возможной. Наконец, компания попыталась путем отбора проб и САФ
найти ВНК в гетерогенном карбонатном пласте с удельным сопртивлением 0,7 Ом·м. В данном случае,
когда для решения задачи традиционная технология была непригодна,
инженерам удалось при помощи результатов САФ, а также анализа отобранных зондом Saturn проб флюида
определить толщину нефтеносного
интервала. 8
Трудности работы с тяжелой
нефтью
Отбор проб тяжелой нефти традиционными скважинными пробоотборниками особенно сложен. Правильное размещение закачивающих
и добывающих скважин для успешной добычи такой нефти сильно за-
висит от точности характеризации
флюида. Поскольку стимулирование притока высоковязкой нефти к
стволу скважины, а затем и на поверхность часто достигается путем
закачивания пара и насосно-компрессорной добычи, для нефтяников
важно знать, где в слоях коллектора
располагаются зоны высокой подвижности, образуемые относительно высокопроницаемой породой
или маловязким флюидом. В обеих
ситуациях образуются выборочные
трассы с высокой подвижностью, по
которым движутся нефть и пар; а в
результате значительные запасы часто оказываются обойденными и неосвоенными.
В 2011 году государственная нефтедобывающая компания Мексики Petróleos Mexicanos (PEMEX)
сообщила, что тяжелая или сверхтяжелая нефть составляет 60% всех
государственных запасов нефти. 9
По мере истощения других, более
легко добываемых ископаемых, для
PEMEX и страны в целом эти ресурсы приобретают всё бóльшую
важность. На месторождении тяжелой нефти Самария на юге Мексики PEMEX пытается добывать из
пластов с неограниченной прочностью на сжатие от 0,69 до 5,5 МПа
( 1 0 0 — 8 0 0 ф у н т / д ю й м 2)
флюиды
с вязкостью в забое, достигающ е й 5 0 0 0 с П ( 5 0 0 0 м П а · с ) . 10 И з за проблем, связанных с высокой
вязкостью флюидов и несцемент и р о в а н н о с т ь ю пластов, нефтяным
компаниям при помощи ИПК удавалось в этих пластах измерять давление, но не отбирать пробы. Вместо
этого на месторождении Самария
инженеры PEMEX простреливали
интервалы и получали приток из
каждого интервала отдельно, а контейнеры для проб устанавливали на
гибкие НКТ или на буровые колонны. Так как этот подход оказался нецелесообразным и дорогим (на один
интервал уходило несколько дней
или недель), компания от этого метода отбора проб отказалась.
Когда в 2011 году инженеры
PEMEX приступили к новому этапу
освоения этих третичных песчаников, они выбрали для оценки четырех скважин зонд Saturn. В качестве
103
Пористость по нейтронному
каротажу по тепловым
нейтронам
%
Плотность пласта, г/см3
g/cm3
Пористость
по акустическому
каротажу дельта-Т
%
Поправка на объемную
плотность
Пластовое давление
530
фунт/дюйм2
Удельное
сопротивление
Индукция, 60 дюймов
Ом·м
Индукция, 30 дюймов
Ом·м
Индукция, 20 дюймов
Ом·м
Индукция, 10 дюймов
Подвиж3
Ом·м
г/см
ность до
испытания Индекс фотоэлектрического Удельное сопротивление
мД/сП
поглощения
зоны проникновения
930 0,01 1000
Литология
Пористость
Тип флюида
Точка забора
модульного
динамического
пластоиспытателя
Ом·м
Песчаник
Известняк
Доломит
Точка отбора 3
46
70%
воды
2
0,367 фунт/дюйм /фут
(нефть)
30%
нефти
Точка отбора 1
48
40%
воды
60%
нефти
49
Точка отбора 2
вода
50
0,477 фунт/дюйм2/фут
(вода)
±0,021 фунтов/дюйм2/фут
51
52
Рис. 7. Поиски нефти. — Кернограммы пластового давления
(дорожка 1), подвижности (дорожка 2), плотностного, нейтронного и акустического каротажа (дорожка 3) и удельного
электрического сопротивления (дорожка 4), полученные с не-
основной задачи при исследовании
первой скважины специалисты поставили проверку работоспособности нового пластоиспытателя.
При исследовании второй и третьей
скважин инженеры приступили к
полномасштабному измерению давления с анализом и отбором проб
флюида. Для четвертой скважины
они также запланировали проведение интервального и вертикального
гидропрослушивания.
Испытания и отборы проб прошли на нескольких точках в каждой
скважине. Поскольку пласты эти несцементированные, стволы скважин
часто имеют неровную поверхность
и некруглое сечение; в таких условиях обычный зонд может потерять
изоляцию до завершения очистки
потока и отбора всех проб. В первой
скважине испытания на надежность
104
которой ближневосточной скважины, дают аналитикам основание предполагать, что в целевом пласте нефти нет. Однако
при этом результаты САФ (дорожка 5), проведенного во время
откачки, указывают на наличие нефти в карбонатном пласте.
изоляции новой системы, а также
корректировка таких переменных,
как время монтажа и демонтажа
прибора, минимальное давление
наддува для создания уплотнения, а
также оптимальное давление до начала испытания для учета эффектов
накопления проводились при помощи зонда СБД и зонда Saturn.
На каждой из семи точек отбора проб у зонда Saturn при давлении наддува пакера от 0,2 МПа
(30 фунт/дюйм 2 ) была 100-процентная герметизация. В результате инженерам удалось получить полные
замеры давления при использовании бурового раствора как на водяной, так и на нефтяной основе; в
обоих случаях эффект накопления,
видимый по уровню давления, был
незначительный. Получив результаты замеров давления и определив
значения подвижности в ходе предварительных испытаний, инженеры
PEMEX разработали процесс заканчивания скважин так, чтобы в
заданных интервалах закачиваемый
пар распределялся равномерно и повышался коэффициент охвата.
Испытания зонда Saturn не прекратились; при помощи колонны с
вмонтированными зондами СБД и
Saturn, анализаторами флюида и
контейнерами для проб инженерам
удалось отобрать минимально загрязненные пробы из трех скважин.
Так как пласты характеризовались
несцементированностью, инженеры
PEMEX рассчитывали создать низкий перепад давления, при котором
на отбор проб с одной точки ушло
бы от 16 до 20 часов; при этом значительная часть времени ушла бы на
откачку фильтрата перед притоком
Нефтегазовое обозрение
11. Flores de Dios et al, ссылка 10.
Сборник I
110
Давление по кварцевому манометру (наблюдаемое)
1800
90
1400
80
Давление на трехмерный
радиальный зонд Saturn
1200
70
60
1000
50
800
40
600
30
400
Откачанный объем
200
0
Расход на насосе 2
10
Расход на насосе 1
0
10 000
20 000
30 000
40 000
Прошедшее время, с
20
50 000
60 000
70 000
40
30
20
Скорость откачки, см3/с
100
1600
Откачанный объем, 1 000 см3
Манометрическое давление, фунт/дюйм2
2000
10
0
Рис. 8. Отбор проб флюида. — Для отбора проб флюида и измерения давления
(красная линия) в зоне исследования использовали прибор Saturn. Вначале измеряли давление бурового раствора. Примерно на 2500-й секунде опускали прибор и
начинали откачку , после чего приблизительно на 10 000-й секунде начинался рост
давления, формируя оценочное значение давления коллектора. При повторном
включении насоса для очистки флюида примерно на 18 000-й секунде начинал расти
суммарный объем откачки (зеленая линия). Примерно на 40 000-й секунде включали второй насос, отчего стала расти подача насоса. Из-за роста подачи насоса и
притока высоковязкой нефти к прибору растет депрессия. В результате гидравлических ударов от остановки насоса и забора проб регистрируются два пика давления
примерно на 55 000-й секунде. Наблюдательный зонд также регистрирует значения
давления (черная линия). Значения скорости откачки первым и вторым насосами
(коричневая и синяя линии соответственно) регистрируются на крайней правой оси
в см 3 /с. (Flores de Dios et al, сноска 10.)
103
Перепад давления и производная, фунт/дюйм2
пластовых флюидов во время очистки потока. Однако на первой точке,
при том, что перепад давления был
ограничен, приток первых углеводородов был зафиксирован спустя
9 часов после начала откачки.
Скорость насоса увеличили, и перепад давления вырос примерно до
200 фунт/дюйм 2 (1,4 МПа); следов
песка в пластоиспытателе не наблюдалось. Также снизилось давление
потока; это означало, что уплотнение сохраняется. В результате специалисты решили отказаться от начального плана, рассчитанного на
низкую депрессию, и задать на точке
отбора 2 минимальный перепад давления в 300 фунт/дюйм 2 (2,1 МПа)
(рис. 8). На этой точке была отобрана минимально загрязненная проба
нефти плотностью 7,5°API; в ходе
последующего лабораторного анализа подтвердилось, что вязкость
пробы в условиях забоя составила
примерно 1030 сП (1,03 Па·с), а в
атмосферных условиях — примерно 7800 сП (7,8 Па.с). Полученные
результаты лабораторного анализа
проб будут использованы инженерами при планировании заканчивания
и добычи на месторождении.
На четвертой скважине при помощи зонда Saturn в сочетании с
наблюдательным зондом были проведены ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации. Эти испытания предусматривали полную
очистку фильтрата бурового раствора, после чего периоды притока
с переменной скоростью чередовали
с закрытием скважины; в эти периоды анализировались фильтрующие свойства пласта. Результаты
замеров наблюдательного зонда,
смонтированного выше на колонне,
предоставили инженерам сведения
о проницаемости пласта и анизотропии по проницаемости (рис. 9). С
помощью этих сведений инженеры
PEMEX калибруют срезы резонанса
при обработке кернограмм ЯМР для
дальнейшей корректировки расчетов проницаемости. 11
Смоделированный перепад давления, данные зонда Saturn
2
10
Смоделированная производная,
данные зонда Saturn
101
Смоделированная производная,
данные наблюдательного зонда ИПК
10
Смоделированный перепад давления,
данные наблюдательного зонда ИПК
10
101
102
Давление, фунт/дюйм2
103
Рис. 9. Гидропрослушивание с помощью ИПК. — Зонд Saturn был спущен ниже
однозондового ИПК. Инженеры провели испытание на интервале ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации, получив значения вертикальной проницаемости kv
и горизонтальной проницаемости kh. Перепад давления и его производная зарегистрированы наблюдательным зондом на меньшей глубине (синие кривые) и зондом
Saturn (зеленые кривые). Модели были построены на базе следующих значений
параметров: высота 12,2 м, kv = 640 мД, kh = 120 мД и вязкость 370 сП. Смоделированные значения (сплошные синие и зеленые линии) воспроизводят данные точно,
подтверждая точность значений вертикальной и горизонтальной проницаемости
(Flores de Dios et al, сноска 10.)
105
Пористость по нейтронному
Удельное сопротивление
каротажу по тепловым
Индукция, 60 дюймов
нейтронам
Ом·м
%
Плотность пласта
г/см3
Пористость по
акустическомукаротажу
%
Поправка на объемную
плотность
г/см3
Индукция, 30 дюймов
Ом·м
Индукция, 20 дюймов
Ом·м
Литология
Пористость
Индукция, 10 дюймов
Ом·м
Индекс фотоэлектрического Удельное сопротивление
поглощения
зоны проникновения
Ом·м
Точка забора
модульного
динамического
пластоиспытателя
Тип флюида
Известняк
Доломит
Глина
Песчаник
5500
30
5000
4500
25
4000
3500
3000
20
Перепад давления
4900 фунт/дюйм2
15
2500
2000
Дебит, см3/с
Давление, фунт/дюйм2
Вода
10
1500
1000
Давление
5
Дебит
500
0
0
0
10 000
20 000
30 000
Время, с
40 000
50 000
60 000
Рис. 10. Малоподвижный карбонатный пласт . — Результаты каротажа некоторого
ближневосточного пласта прибором на кабеле (вверху на рис.) либо оказались недостаточными, либо привели к противоречивым интерпретациям. Результаты замеров пористости (дорожка 1) и удельного электрического сопротивления (дорожка
2) указывают на нефтеносную зону. Однако данные каротажа средней зоны схожи
с данными о нижней, водоносной зоне. Неопределённость средней зоны инженеры
разрешили, применив зонд Saturn для отбора пластовой пробы, а модуль САФ — для
измерения свойств флюида. Результаты анализа скважинного флюида (дорожка 3)
показали наличие в средней зоне нефти — также как и в верхней. Для создания
притока из малопроницаемого карбонатного пласта требовалось создать перепад
давления в 4900 фунт/дюйм2 (внизу на рис.), что превышает номинальные значения
традиционных ИПК и пакеров. (Al-Otaibi et al, сноска 6.)
106
Низкая подвижность
и высокая достоверность
Используя результаты каротажа
сопротивления, петрофизики способны обнаруживать водонефтяной
контакт в большинстве пластов.
Однако интерпретация сигналов
каротажных приборов при исследовании тех пластов, где водоносные
и нефтеносные зоны пересекаются,
затруднительна. Такая неопределенность может повлиять на выбор
способа заканчивания той или иной
скважины.
Одна компания на Ближнем Востоке при определении границ нефтеносного интервала малопроницаемого карбонатного пласта получила
каротажную диаграмму, из которой
явствовало, что верх интервала был
нефтеносный, а низ — водоносный.
При этом результаты каротажа средней зоны были неопределенными:
удельное электрическое сопротивление было близким к таковому в
нижнем, водоносном слое. Использование традиционных скважинных
пробоотборников при САФ для выяснения типа флюида в средней зоне
исключалось, так как стимулирование притока из малопроницаемого карбонатного пласта создало бы
перепад давления, превышающий
номинальные значения для традиционного сдвоенного пакера.
Однако при помощи зонда Saturn
инженерам удалось отобрать пробы во всех трех зонах, в результате чего подтвердилось присутствие
легкой нефти в верхней зоне, а
воды — в нижней. После откачки в
течение 15 часов при перепаде давления в 4900 фунт/дюйм 2 (34 МПа)
из зоны с подвижностью в 0,04 мД/
сП, результаты САФ показали присутствие в средней зоне подвижной
легкой нефти; это доказало, что толщина нефтеносной зоны оказалась
больше расчетной (рис. 10).
12. Избыточное давление накапливается тогда, когда
фильтрат бурового раствора, просачивающийся сквозь стенку ствола скважины во время ее
бурения, создает избыточное давление в пласте
вокруг ствола. Это избыточное давление, более
высокое, чем истинное давление пласта, влияет на
результаты опрессовочных работ, выполняемых во
время предварительных испытаний при помощи
ИПК.
Нефтегазовое обозрение
Коллектор с подвижностью 45 мД/сП
50
195,0
194,5
45
194,5
40
194,0
35
193,5
30
193,0
30
192,5
25
Давление по кварцевому
манометру
Давление на пробоотборной
линии
192,5
25
Дебит
40 см3/с
192,0
20
Суммарный дебит
откачки
191,5
15
10
191,0
5
190,5
0
190,0
5
10
15
20
25
30
Затраченное время, мин
35
40
45
50
3.5
20
Суммарный дебит
откачки
15
Дебит
22 см3/с
10
5
0
10
20
30
40
3.0
2.0
Флуоресценция
2.5
Канал флуоресценции 1
1.5
1.0
Коэффициент флуоресценции
0.5
50
60
70
80
Затраченное время, мин
90
100
110
120
0
0
Канал флуоресценции 1
2.0
1.5
1.0
Коэффициент флуоресценции
Отражение флуоресценции
0
100
100
80
80
60
40
10 мин
20
Канал флуоресценции 0
2.5
0.5
Отражение флуоресценции
Доля флюида, %
Флуоресценция
35
3.5
Канал флуоресценции 0
3.0
Доля флюида, %
Депрессия
191,5
190,5
0
40
192,0
191,0
190,0
45
Давление по кварцевому манометру
Давление на пробоотборной линии
Дебит, см3/с
193,0
Давление, бар
193,5
50
Депрессия
Дебит, см3/с
194,0
Давление, бар
Коллектор с подвижностью 880 мД/сП
195,0
60
40
30 мин
20
0
0
0
5
10
15
20
25
30
Прошедшее время, мин
35
40
45
50
Нефть
Вода
0
Рис. 11. Сравнение депрессии и дебита. — Инженеры Eni
выбрали зонд Saturn для отбора проб из коллектора с подвижностью 45 мД/сП и одиночный зонд СБД для отбора пробы
из гораздо более подвижного (880 мД/сП) коллектора внутри
той же скважины. В то время как дебит (зеленая линия вверху
на рис.) потока сквозь зонд Saturn (слева на рис.) был почти в
два раза выше, чем сквозь зонд СБД (справа на рис.), депрес-
Сборник I
10
20
Флюид с примесью бурового раствора
30
40
50
60
70
80
Прошедшее время, мин
90
100
110
120
сия (синяя линия) была в два раза меньше, чем у зонда СБД.
По данным контроля люминесценции во время очистки потока
(в центре рис.) было видно, что очистка имеет место: интенсивность люминесценции росла с увеличением чистоты флюида. Откачка из коллектора при помощи Saturn заняла 10 минут
(слева внизу на рис.), а при помощи зонда СБД — примерно
30 минут (справа внизу на рис.).
107
Ограничения по депрессии
Бывают ситуации, когда применение трехмерного радиального зонда
Saturn имеет смысл, даже если достаточно традиционного прибора.
После того, как в компании Eni SpA
оценили результаты, полученные при
помощи нового зонда в Гане, инженеры аффилиированной компании Eni
Norge решили испытать его на месторождении Голиаф в Баренцевом море.
С помощью нового прибора инженеры Eni провели испытания песчаников в сравнительно малоподвижном
пласте, внесли уточнения в модель
коллектора и межфлюидные контакты и одновременно лучше овладели
новой технологией.
В ходе замеров пластового давления внизу нефтяной залежи были
обнаружены малоподвижные зоны с
избыточным давлением. Это придало интерпретации гидравлического
градиента некоторую неопределенность. 12 Четкое определение водонефтяного контакта также оказалось
непростой задачей, поскольку данные электрокаротажа можно было
проинтерпретировать как в пользу
высокой водонасыщенности, так и в
пользу последствий глубокой фильтрации. В результате анализа флюида зондом Saturn водонефтяной
контакт был локализован на 5,5 м
(18 футов) глубже, чем уровень, рассчитанный по градиенту давления и
данным каротажа.
Более того, благодаря большой
площади сечения потока в зонде
Saturn была подтверждена прочность слоистой малопроницаемой
породы. В данном случае, хотя подвижность
коллектора
оказалась
скромной — 45 мД/сП, давление
пласта приближалось к давлению
насыщения. Таким образом, для
предотвращения сильного перепада давления, который может привести к образованию двухфазного
потока и нетипичного газового фактора, совершенно необходимо обеспечить низкое давление депрессии.
Для поиска и четкой локализации
пластовой нефти требовалась при
помощи зонда Saturn создать депрессию не выше 0,5 бар (0,05 МПа или
7,3 фунт/дюйм 2 ). Проба была также
взята зондом СБД на другой точке
108
той же скважины, в которой подвижность коллектора составляла 880 мД/
сП — более чем на порядок выше, чем
подвижность коллектора в точке,
где пробу отбирали зондом Saturn.
В сравнении с дебитом, стимулированным зондом СБД, зондом Saturn
был стимулирован в два раза более
высокий дебит при вдвое меньшей
депрессии (рис. 11). В результате на
очистку потока ушло в три раза меньше времени, чем при использовании
традиционного зонда СБД, при этом
не возникало опасений, что из-за
сильных перепадов давления может
быть нарушена целостность проб.
Следующий шаг вперед
Возможности нефтегазовой промышленности по забору проб флюидов и сбору важных данных о давлении быстро растут с 1970-х годов.
Появление технических новшеств в
этих областях стимулировалось потребностью освоения более сложных
пластов, где возможности по проведению испытаний сильнее ограничены. Все чаще инженеры проводят
испытания все менее и менее сцементированных пластов и добывают
высоковязкие флюиды; это означает, что испытания на каждой точке
должны отнимать меньше времени,
диапазон депрессии должен быть
уже, а дебит — ниже. Часто кажется,
что эти ограничения делают отбор
проб невозможным.
Конструкция
пластоиспытателя
Quicksilver Probe позволяет сократить время отбора проб на одной
точке, а технология САФ предоставляет инженерам важную и своевременную информацию о пластовых
флюидах в момент отбора их проб.
Обе новые технологии позволили
получать данные о давлении и отбирать пробы флюидов быстрее и с
большей достоверностью.
Появление зонда Saturn расширяет диапазон условий и ситуаций
применения ИПК; к таким условиям
и ситуациям относятся исследования малопроницаемых или несцементированных пластов, тяжелой
нефти, субкритических флюидов и
скважин с неровными стенками. Отверстия в зонде Saturn расположены
так, что общая площадь сечения по-
тока оказывается в 12 раз больше,
чем у самого большого традиционного однозондового пластоиспытателя. Величина площади сечения
потока важна потому, что проток
вязких флюидов менее ограничен, а
перепады давления снижены; а проблемы притока вязких флюидов и
перепадов давления и есть основные
ограничения испытаний ранее недоступных пластов.
Помимо того, что Saturn позволяет делать замеры и отбирать пробы
в этих пластах, в большинстве случаев из зонда быстрее выводятся
фильтрат и засоренные пластовые
флюиды, что сокращает время нахождения на одном участке исследования. Моделирование при постоянной депрессии в малоподвижных
коллекторах показывает, что при
очистке Saturn работает на несколько порядков быстрее стандартных
зондов с пакерами СБД. Поскольку
улавливающие объемы не образуются, формирование нестационарных
течений можно обнаружить раньше,
расширив сферу применения ГДИС
на
неустановившихся
режимах
фильтрации.
Сокращение времени выполнения
работ в условиях многих современных проектов, когда расходы превышают 1 млн долл. США в день, немаловажно. Зонд Saturn способствует
экономии дорогого рабочего времени путем повышения дебита, сберегая часы и даже дни, за которые
начисляются производственные затраты. Аналогичным образом Saturn
дает инженерам вместо оценочных
точные данные для принятия важных решений по заканчиванию и
добыче из скважин, а именно это и
может определить разницу между
успехом и неудачей, прибылью и
убытком.
—Р. ф. Ф.
Нефтегазовое обозрение