Промыслово-геофизические исследования скважин как способ контроля за выработкой продуктивных пластов

На текущий момент ситуация в нефтегазовой отрасли такова, что месторождения, вносящие наибольший вклад в нефтедобычу в России (> 55%), были открыты и введены в промышленную разработку до 1990 года [1], и характеризуются высокой степенью выработанности. Несмотря на то, что на этих месторождениях числятся значительные остаточные балансовые запасы, работа с ними весьма затруднительна ‒ довыработка уже освоенных пластов и разработка трудноизвлекаемых запасов требует применения новых технологий.

Важной предпосылкой корректной локализации остаточных запасов нефти является регулярный контроль за выработкой продуктивной части разреза. Данная задача решается путем проведения промыслово-геофизических исследований (ПГИ) добывающих и нагнетательных скважин на всех стадиях их эксплуатации:

– на начальных этапах ПГИ позволяют дать оценку эффективности проводки и заканчивания скважины, определиться с её фактическим потенциалом и наметить мероприятия по увеличению коэффициента продуктивности;

– на более поздних этапах роль ПГИ смещается в сторону количественной оценки выработки продуктивных пластов (определение текущей нефтена-сыщенности), контроля за границами раздела фаз (ГНК, ВНК) и своевременной корректировки стратегии разработки.

Не менее важным вопросом является правильная обработка получаемой в процессе разработки информации. Основным методом локализации остаточных запасов нефти являются адаптированные на фактическую историю разработки геолого- фильтрационные модели [2]. Их главное достоинство заключается в возможности оперирования геолого-технологической информацией с учетом её изменения во времени, а благодаря широкому спектру инструментов моделирования геологических условий и процессов разработки, они получили повсеместное распространение.

В ЗАО «ТИНГ» реализована методика [3], позволяющая комбинировать результаты ПГИ с фильтрационным моделированием. Суть методики заключается в корректировке модели путем транслирования неработающих интервалов коллектора (для скважин с проведенными ПГИ), выявлении статистических закономерностей распределения работающих толщин (с дальнейшей корректировкой скважин без проведенных ПГИ) и интерполяции полученных по всем скважинам данных на межскважинную область.

Следует отметить, что ПГИ в горизонтальных (в отличие от вертикальных) скважинах ‒ это куда более серьезные и дорогостоящие мероприятия, требующие технико-экономического обоснования, сопряженные с рядом технических трудностей.

Одной из таких проблем является доставка комплекса ПГИ на текущий забой горизонтальной скважины. Во многом это связывается со сложной траекторией ствола скважины, или может быть обусловлено видом её заканчивания (например, разбуренные муфты МГРП могут служить препятствием движению компоновки на геофизическом кабеле). В таких случаях приходится включать в исследовательскую компоновку внутрискважинный трактор (WellTractor), либо проводить ПГИ на гибкой компрессорно-насосной трубе (ГНКТ).

Для осуществления ПГИ в скважинах, эксплуатируемых с помощью ЭЦН, существует система байпасирования Y-tool [4]. Особенностью данной системы является отсутствие необходимости перевода скважины на фонтанный способ эксплуатации ‒ нет потребности в глушении, СПО, вызове притока. Исследование осуществляется при работающем насосе через байпасную трубу с получением данных в режиме реального времени. Такой подход позволяет сократить количество проводимых операций на скважине и получить более достоверные данные, соответствующие требуемому режиму работы скважины.

Другой нюанс исследования горизонтальных скважин кроется в интерпретации полученных результатов. В виду того, что на протяженных горизонтальных участках имеет место быть расслоение потока, существуют области «застойной воды», возможна миграция «тяжелой» части потока по нисходящим участкам в сторону «носка», и слабо изменяется термоградиент вдоль ствола скважины степень информативности каждого конкретного ПГИ должна оцениваться в частном порядке.