Метод опробования пластов (ГДК-ОПК) применяется в необсаженных скважинах на всех этапах и стадиях поиска, разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений и за рубежом включен в обязательный комплекс ГИС. Под ОПК подразумевается одноразовый отбор пробы из пласта, с ее герметизацией и доставкой на поверхность, под ГДК — многоразовый в пределах одного спуска отбор ограниченных по объему проб из различных участков разреза с целью определения пластового давления и проницаемости пород [1].
Данный метод решает следующие геологические задачи:
— выделение коллекторов по наличию притока из пласта;
— становление граничных значений геофизических параметров для последующего выделения коллекторов по данным ГИС;
— определение пластового давления и фильтрационных характеристик коллекторов и вмещающих пород, изоляционных свойств пород-покрышек;
— уточнение эффективных толщин продуктивных объектов;
— уточнение положения межфлюидальных контактов и переходных зон;
— оценка эксплуатационных параметров, дебитов и продуктивности
— коллекторов на различных депрессиях;
— построение профиля притока и проницаемости по продуктивному
— объекту;
— определение характера насыщенности коллекторов по пробам пластовых флюидов;
— уточнение гидродинамической обстановки по объекту эксплуатации на различных участках разрабатываемой залежи [2].
Для исследования скважины методом ГДК-ОПК используется аппаратура АГИП-К [3]. Функциональная схема скважинного прибора АГИП-К приведена на рис. 1.
Основными элементами прибора являются: модуль электроники, электромеханический привод, силовой шток, прижимная система с рычагом (прижимная лапа), датчик давления, отверстие стока, секторный герметизирующий резиновый элемент (башмак), измерительные камеры, модуль накопителя проб (пробосборник), кран извлечения пробы.
Рис. 1. Функциональная схема скважинного прибора АГИП-К
Процесс гидродинамического каротажа ГДК и/или опробования пластов ОПК сводится к последовательному выполнению следующих операций:
— Скважинный прибор в исходном положении (как показано на рис. 1) спускается в скважину. На заданной глубине секторным герметизирующим элементом изолируется участок стенки скважины. Изолированный участок с сообщающимися каналами полости прибора образуют замкнутый объем.
— В начальный момент вызова притока в замкнутом объеме обеспечивается начальное давление, близкое к атмосферному. За счет разности давления на изолированном участке стенки скважины и в полости прибора из пласта начинает поступать флюид.
— По мере поступления флюида в замкнутый объем полости прибора давление в нем начинает расти и при достижении определенных значений начинается заполнение флюидом измерительных камер.
— После заполнения измерительных камер давление в замкнутой полости прибора опять начинает расти, пока не сравняется с пластовым.
— Отобранная камеры проба изолируется от участка пласта и поступает в накопитель проб.
— Обеспечивается разгерметизация участка отбора пробы и давление в первоначальном замкнутом объеме выравнивается с гидростатическим.
— Прибор переставляется на следующую точку исследований или поднимается на поверхность.
— В процессе проведения исследований производится регистрация давления притока и восстановления до пластового. Весь процесс измерений контролируется и управляется оператором покривымвосстановления давления.
Технология ГДК-ОПК
ГДК проводится в заданных точках разреза, начиная с самой глубокой. В зависимости от скорости притока флюида из пласта оператор устанавливает режим вызова притока:
— в измерительные камеры объемом 100, 450 и 200 мл;
— в малую камеру объемом 10 мл.
Согласно регламента работ перед проведением ОПК в обязательном порядке проводится ГДК в этих же точках глубин, что позволяет:
— прозондировать возможность обеспечения герметизации участков отбора проб ОПК;
— определить пластовые давления и проницаемость пород в точках ОПК, что часто невозможно определить по кривой ОПК;
— прогнозировать время стоянки на каждой точке ОПК для заполнения пробосборника и восстановления давления до пластового [2].
Обработка диаграмм давления
Принцип снятия показаний с кривой давления, полученной аппаратурой АГИП-К, проиллюстрирован на рис. 2, на котором показана диаграмма давления и точки снятия параметров с этой диаграммы для определения пластового давления и проницаемости.
Рис. 2. Диаграмма давления и точки снятия параметров для определения пластового давления и проницаемости
1 — точка снятия гидростатического давления до начала исследования; 2 — точка снятия давления заполнения флюидом измерительных камер; 3 — точка снятия пластового давления; 4 — точка снятия гидростатического давления после окончания исследования; t — время заполнения флюидом измерительных камер
Оценка качества диаграмм давления ГДК в каждой точке исследований производится по значениям гидростатического давления Ргс 1 и Ргс 4 до и после проведения работ (на рис. 2 это точки 1 и 4). Разность показаний в точках 1 и 4 не должна превышать величину погрешности используемого датчика давления. В аппаратуре АГИП-К используется датчик давления типа МД с верхним пределом измерений — 100 МПа. Погрешность для этого датчика задается 0,05 МПа.
Обработка диаграмм давления ГДК заключается в определении пластового давления и проницаемости пласта.
Величина пластового давления соответствует значению давления в точке 3 (рис. 2).
Проницаемость пласта определяется по формуле:
где К — коэффициент проницаемости, мД; V — объем измерительной камеры прибора; μ — вязкость жидкости, фильтрующейся из пласта, сПуаз; А — геометрический коэффициент стока (для АГИП-К=0,13 м); Pпл — пластовое давление (точка 3 на рис. 2), МПа; Рк — давление, при котором происходит заполнение флюидом из пласта измерительной камеры (точка 2 на рис. 2), МПа; t — время заполнения флюидом измерительной камеры (показано на рис. 2), сек.
При расчетах проницаемости μ принимается равным 1 сПуаз. Для контроля достоверности проведенной обработки производится расчет плотности бурового раствора по ГДК.
Определение плотности бурового раствора в каждой точке исследований ГДК производится по формуле:
|
|
(2) |
Где, Плот — плотность бурового раствора, г/см³;
Н — глубина точки исследования ГДК, м.
Рассчитывается среднее значение плотности по всем точкам ГДК, которое сопоставляется с данными о плотности бурового раствора по пробам буровиков на скважине. Наличие расхождений более 0,1 г/см 3 будет свидетельствовать о расслоении бурового раствора.
При проведении ГДК совместно с недропользователем устанавливается максимальное время стоянки на точке в прижатом состоянии прибора. Оператор прерывает исследование при достижении данного времени, даже если КВД не достигло пластового давления.
Для определения пластового давления интерпретатор предварительно снимает с диаграммы давления по каждой приточной точке ГДК значение так называемого давления конца отбора. Затем из всех этих точек определяются те, в которых давление конца отбора соответствует стабилизации показаний на КВД. Для этих точек давление конца отбора будет приниматься за пластовое давление. Во всех остальных приточных точках давление конца отбора не будет пластовым давлением.
Результаты гидродинамических исследований аппаратурой на кабеле АГИП-К в бурящейся скважине месторождения Айранколь
Данные по скважине:
Классификация скважины: эксплуатационная
Плотность бурового раствора: 1,28 г/см³
Интервал исследования: вертикальный
Результаты интерпретации
Общий объем информативных данных составил — 4 точки ГДК и 8 точек ОПК.
В таблице 1 представлены результаты обработки данных ГДК с определением основных параметров — пластового давления и проницаемости.
Таблица 1
Результаты обработки диаграмм давления ГДК бурящейся скважины месторождения Айранколь
|
Номер точки ГДК |
Глубина точки ГДК, (м) |
Пластовое давление, (ат) |
Гидростатическое давление до измерения, (ат) |
Гидростатическое давление после измерения, (ат) |
Проницаемость, (мД) |
Примечание |
|
1 |
1263,5 |
75,30 |
161,78 |
161,74 |
3,51 |
приток |
|
2 |
1304,2 |
72,54 |
166,99 |
167,05 |
7,10 |
приток |
|
3 |
1306,5 |
70,49 |
167,29 |
167,27 |
23,36 |
приток |
|
4 |
1309,3 |
77,74 |
167,25 |
167,15 |
14,50 |
приток |
Интервал скважины исследован методом ГДК в 4 точках.
В точке на глубине 1263,5 м. получен приток с выходом до пластового давления равным 75,30 ат. и проницаемостью 3,51 мД. С этой же точки отобраны две герметичные пробы, за счет разности давления на изолированном участке стенки скважины (пластового давления) и полости прибора (контейнера, объемом 0,66 л, где начальное давление близко к атмосферному).
В точке на глубине 1304,2 м. получен приток с выходом до пластового давления равным 72,54 ат. и проницаемостью 7,10 мД. С этой же точки отобраны две герметичные пробы в контейнеры, объемами по 0,66 л.
В точке на глубине 1306,5 м. получен приток с выходом до пластового давления равным 70,49 ат. и проницаемостью 23,36 мД. С этой же точки отобраны две герметичные пробы в контейнеры, объемами по 0,66 л.
В точке на глубине 1309,3 м. получен приток с выходом до пластового давления равным 77,74 ат. и проницаемостью 14,50 мД. С этой точки так же отобраны две герметичные пробы в контейнеры, объемами по 0,66 л.
Графическая информация включает в себя кривые восстановления давления в точках исследований ГДК, графики зависимости значений пластового давления, проницаемости, сопоставления значений гидростатического давления до и после измерений в различных точках ГДК.
Рис. 3. Диаграммы давления ГДК
Рис. 4. Диаграммы давления ОПК
Заключение
Так как все результаты интерпретации, выводы, рекомендации, равно как и характеристики залежей, пластов, интервалов являются оценками, основанными на данных производимых измерений и эмпирических зависимостей, а также на допущениях. Такие результаты не могут считаться абсолютно достоверными, и в их отношении компетентные специалисты могут расходиться во мнении.
Геофизическая служба является рекомендательной, результаты интерпретации данных ГИС дают возможность недропользователю принять наилучшее решение, тем не менее, они не могут использоваться как единственное основание для принятия решения относительно дальнейших работ.
В связи с чем применение метода гидродинамического каротажа (ГДК) и опробования пластов (ОПК) целесообразно применять совместно со стандартным комплексом ГИС. Это позволит определить наличие притока из рекомендуемых к перфорации пластов, уже на стадии бурения.
Литература:
- Каган К. Г. Особенности гидродинамических исследований скважин в открытом стволе на примере шельфовых месторождений. — Актуальные проблемы нефти и газа. Вып. 2(37), 2022
- Шакиров А. А. Метод и технология ГДК-ОПК. Перспективы дальнейшего развития. — Нефть. Газ. Новации, 2020.
- Аппаратура гидродинамического каротажа и опробования пластов АГИП-К: паспорт прибора. — АО НПП ВНИИГИС, 2012
