Применение инструмента ГДК-ОПК в режиме стресс-теста с СКО для анализа пласта к пригодности применения ГРП

АННОТАЦИЯ

 В статье приведены результаты испытания пласта с помощью создания микротрещин инструментом для гидродинамического каротажа(ГДК) и опробованию пластов (ОПК). Применение модульного пластоиспытателя для стресс-теста и соляно - кислотной обработки(СКО) скважин является совершенно новой технологией, позволяющей нам оценить коллектор на рентабельность проведения гидроразрыва пласта(ГРП). В ходе испытаний были обнаружены интервалы с положительными послетестовыми результатами, что доказывает  важность системы диагностических скважинных исследований, призванной обеспечить высокоэффективный контроль разработки низкопроницаемых коллекторов.

ABSTRACT

The article presents results of creating micro-fracks with modular dynamic tester and formation fluid sampling tool. The usage of MDT for stress testing and hydrochloric acid treatment of wells is a completely new technology that allows us to evaluate the formation for efficiency of hydraulic fracturing. During the tests, intervals with positive post-test results were discovered, which proves the importance of the well diagnostic system designed to provide highly effective control of the development for low-permeability reservoirs.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, гидродинамический каротаж, стресс-тест, модульный пластоиспытатель, соляно - кислотная обработка

Keywords: hydraulic fracturing, hydrodynamic logging, stress test, modular dynamic tester, hydrochloric acid treatment

В настоящее время в мире ведутся активные работы по созданию рентабельной системы разработки месторождений с низкопроницаемыми нефтематеринскими коллекторами, относящихся к нетрадиционным запасам углеводородного сырья. Большая часть запасов углеводорода находится в залежах, приуроченных к низкопроницаемым и слабодренируемым коллекторам. Практика показала, что для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти требуются повышенные затраты финансовых средств, специальные наукоемкие технологии и нефтепромысловое оборудование. Коэффициенты и темпы нефтеизвлечения, экономическая рентабельность разработки залежей трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) существенно ниже, чем для традиционных коллекторов.

Для наиболее эффективного извлечения нефти в подобных условиях особенно важной становится достоверное исследование скважины, обеспечивающая качественный контроль разработки низкопроницаемых коллекторов с заканчиванием многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), в том числе, с помощью промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин (ПГИ-ГДИС), основной целью которых является определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород, характеристик выработки пласта, а также в итоге - обоснование и информационное сопровождение выбора оптимального режима работы скважин.

Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин поэтому должен осуществляться учет индивидуальных параметров пласта с притестом микрофракции и кислотной обработкой для вычисления фактических изменений свойств пласта перед непосредственным выполнением гидроразрыва. 

Для анализа методического обоснования комплексных промыслово геофизических и гидродинамических исследований при контроле разработки и мониторинге добычи низкопроницаемых коллекторов приведены нижеперечисленные данные с месторождения Х:

В скважине месторождения Х выполнен полный комплекс геофизических исследований(ГИС), включающий следующие виды исследований (таб. 1)

Таблица 1.

Выполненные методы ГИС и оценка их качества

Общая и эффективная пористость пластов была высчитана по данным литолого-плотностного, компенсированного нейтронного(КНК) и акустического каротажа(АК). Также, по формуле Арчи было вычислено нефтенасыщение коллекторов, константы по данному месторождению: a=0.42; b=1; m=2.52; n=1.62; Rw=0.045ом.м. Сопротивление пластовых вод определено по химическому составу вод по площади, а также по анализам проб воды из предыдущих скважин. При определении проницаемости карбонатных отложений использовались зависимости пористости от проницаемости месторождения:

КТ-I:  logK1=0.226*POR-1.807

По данным КНК, литолого-плотностного каротажа, методов сопротивлений, АК, и гамма каротажа (ГК) была вычислена вторичная пористость пластов-коллекторов в карбонатных отложениях. Литология разреза скважины определена по методу нейтронного, акустического каротажа, по данным кривых компенсационно-плотностного метода и кривой фотоэлектрического эффекта- РЕF.

В результате интерпретации данных ГИС в данной скважине было обнаружено 6 пластов-коллекторов с общей мощностью 22.9м. Параметры коллекторов рекомендованных к испытанию приведены в табл.2. Все выделенные коллекторы расположены выше водонефтяного контакта (ВНК), характеризуются как продуктивные. Выделенные пласты-коллекторы представлены известняками, известняками доломитизированными.

Таблица 2.

Интервалы, рекомендованные к испытанию

Для определения интервалов развития трещин в скважине было проведено исследование электрическим микроимеджером-FMI. В результате интерпретации данных FMI (Рис.1) были обнаружены частично-открытые и закрытые трещины в итервале интересов, что подтвердило необходимость выполнения испытания пласта на разрыв. В настоящей скважине трещинная пористость имеет место в интервале глубин хх82-хх82.7; xx17-xx22.0; xx25.5-xx26.5; xx45.3-xx52.5; xx72.4-xx73.6м.

Рисунок 1. Результаты интерпретации данных FMI

Испытание пласта на стресс-тест с соляно - кислотной обработкой будет рассматриваться на примере коллектора №3 с наибольшим показателем нефтенасыщенности. Как показано на Рис.2 по итогам интерпретации стандартного комплекса ГИС, 32% углеводородов в коллекторах данной скважины являются трудноизвлекаемыми, пласты нуждаются во вовлечении в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков.

Рисунок 2. Результаты интерпретации данных стандартного комплекса ГИС

Перед проведением стресс-теста с поэтапной закачкой соляной-кислоты и бурового раствора, на глубине интересов был проведен испытательный отбор пробы объёмом 70л, с помощью установления двух временных пакеров на инструменте ГДК. Из клапанов расположенных между пакерами была отобрана проба пластового флюида, для сравнения результатов до и после СКО. В общей сложности прибор провел в режиме откачки на данном интервале 6 часов, перед непосредственным отбором пробы. В результате откачки был получен приток нефти под давлением 48.5 атм , в то время как депрессия на пласт составила 112 атм. Зарегистрирована кривая восстановления давления(КВД) достигшая 153.6 атм. На Рис.3 ясно выражены фракции бурового раствора в начальном этапе откачки, затем воды и углеводорода благодаря ярко выраженным различиям показателей флюоресценции, удельного сопротивления, плотности и вязкости жидкостей. На Рис.4 видно что КВД достигла своего максимального показателя в 153.6 атм по истечению 1.67 часов, что подтверждает низкую проницаемость коллектора.

Рисунок 3. ОПК (хх58.3 м ИГ) до испытании

Рисунок 4. ОПК (xx58.3 м ИГ), КВД до испытании

По завершению отбора пробы, в данном была инициирована трещина по средствам закачки бурового раствора в межпакерный интервал, после чего была проведена закачки HCL в объеме 10 л с последующими 4 циклами повторного раскрытия трещины ГРП с помощью нагнетания бурового раствора. Максимальное давление нагнетания в межпкерном интервале составило 468 атм, когда давление ГРП являлось 468 атм. Давление повторного открытия трещин варьировалась в районе 316-342атм, распространялись трещины под давлением 330-340 атм. Предварительная оценка давления закрытия трещины - 285 атм. На Рис.5 можно увидеть увеличение межпакерного давления во время закачки жидкости в пласт, так же как и постепенный спад, подтверждающий успешную операцию по созданию микротрещин.

Рисунок 5. Стресс-тест+ СКО (xx58.3 м ИГ)

Для установления и расчета изменений физических свойств пласта до и после проведения стресс-теста с раскрытием трещин, был проведен повторный отбор проб. По результатам отбора можно увидеть что во время откачки после бурового раствора и чистой фракции воды, приток составил 100% углеводород (Рис.6). ГДК-ОПК в общей сложности провел 8 часов в режиме прокачки. Давление отбора объемом 104л составило 118.5 атм, депрессия на пласт 42.2 атм. Наблюдается увеличение производной на характеристике вытеснения, выражающее повышение коэффициента нефтеотдачи. По данным КВО наблюдается сферический режим течения. Давление КВД достигло максимума в 160.505 атм в течении первых 10и минут (Рис.7), что указывает на колоссальные улучшения проницаемости пласта по сравнению с предыдущими результатами.

Рисунок 6. ОПК (xx58.3 м ИГ), КВД после СКО

Рисунок 7. Результат

Выводы

По итогу исследования был обоснован расширенный комплекс промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин с заканчиванием многостадийным гидроразрывом пласта на объектах с низкопроницаемыми трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, предполагающий повышение информативности за счет вычета разниц физических свойств пласта и кривой восстановления давления, в комбинации с использованием методов диагностики профиля притока на основе гидродинамического каротажа и отбоpа пpоб.

Список литературы:

1. Зятиков П. Н. Влияние направления трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта на коэффициент извлечения нефти / П. Н. Зятиков, К. В. Синебрюхов, Ю.С. Березовский и др. // Вестник Томского государственного университета. – 2019
2. Отчет результатов ГДК-ОПК(MDT) в скв. Х
3. Заключение по комплексу геофизических исследований в скв. Х
4. Мартюшев Д.А. Исследование влияния трещиноватости на особенности разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах. – 2018 – 1.7
5. Косков В. Н. Геофизические исследования скважин и интерпретация ГИС. //Издательство Пермского государственного технического университета – 2007