Изучение распределения литологической неоднородности в межскважинном пространстве с целью обнаружения невыработанных запасов углеводородов
с помощью гидродинамических исследований

Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Рузанова А.А., Мингараев Р.А., Успенский Б.В., Волков Ю.В.


Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,

Казанский (Приволжский) федеральный университет

Статья посвящена уточнению площадных границ распространения различных литологических фаций в межскважинном пространстве с помощью технологии гидропрослушивания. Авторами проведено тестирование методики на гидродинамической модели, а также представлены результаты применения технологии на месторождении Волго-Уральского региона. Полученные результаты демонстрируют эффективность методики для уточнения геологической модели и оптимизации разработки на поздней стадии.

Введение

На поздней стадии разработки месторождений (при высокой степени выработанности запасов) ключевыми задачами становятся локализация и вовлечение в разработку остаточных запасов нефти, а также снижение экономических рисков при проведении доразведки и бурении дополнительных скважин. Актуальность проблемы точного определения границ литофаций в нефтегазовой геологии обусловлена необходимостью построения достоверных геологических моделей для оптимизации разработки месторождений.
Целью работы являлось изучить количественное распределение различных литофаций в межскважинном пространстве для оценки запасов углеводородов и снятия рисков неуспешного бурения. Работа сводилась к решению задач по разработке методики оценки распределения различных литофаций в межскважинном пространстве, а также инвариантному моделированию различных ситуаций распределения литофаций относительно исследуемых скважин и снижения риска уплотняющего бурения в низкопроницаемые зоны на зрелом месторождении.

Особенности геологического строения

анализируемого объекта

Исследуемый пласт-коллектор представлен мелкозернистыми кварцевыми, алевритистыми, светло-серыми песчаниками общей мощностью от 30 до 50 м при эффективной толщине в 2–15 м. Пористость коллектора составляет 15–26 % и проницаемость 40–2 000 мД. Сильный разброс проницаемости по пласту связан с высокой неоднородностью и литологической изменчивостью при образовании терригенных отложений, а именно с наличием глинистых включений и аргилитистых прослоев.
Отложения исследуемого пласта накапливались в прибрежно-морских и шельфовых фациальных обстановках. Также для исследуемого разреза характерны палеодолины речного генезиса, выполненные комплексом фаций, сочетающих признаки русловых и прибойно-волновых обстановок. Пласт неоднороден как по разрезу, так и по площади, о чем свидетельствуют результаты геофизических исследований скважин (рис. 1–3).
Для успешного бурения уплотняющих скважин необходимо понимать границы распространения фаций в межскважинном пространстве. Для уточнения положения данных границ принято решение использовать межскважинное гидропрослушивание.
Рис. 1. Однородный тип коллектора, фациальная обстановка русла
Рис. 2. Регрессивный тип коллектора, фациальная обстановка валов, баров
Рис. 3. Трансгрессивный тип коллектора, фациальная обстановка вала, бара, конуса, переходящих в глинистые равнины

Теоретические

основы метода межскважинного гидропрослушивания

Межскважинное гидропрослушивание представляет собой усовершенствованную версию традиционного межскважинного исследования. В ходе исследований используется система из одной скважины-источника (где создаются контролируемые возмущения поля давления) и нескольких наблюдательных скважин, оснащенных высокочувствительными измерительными системами. Технология основана на создании уникальной последовательности изменения давления, создаваемого путем многократного изменения режимов работы (закачка/добыча) в возмущающей скважине. При интерпретации записей давления в реагирующих скважинах применяются алгоритмы, позволяющие выделить только те возмущения давления, которые обусловлены работой возмущающей скважины. Благодаря такой методике возможно отслеживать влияние возмущающей скважины даже на фоне работы реагирующих скважин без их остановки.

Описание и результаты эксперимента

Для решения задачи по уточнению границ литофациальных неоднородностей было смоделировано исследование межскважинного пространства с помощью гидропрослушивания. В качестве модели заложены возмущающая — нагнетательная и реагирующая — добывающая скважины, расстояние между которыми равно 600 м. Возмущающая скважина расположена в зоне улучшенных свойств с проницаемостью 1 000 мД, а реагирующая — в зоне ухудшенных свойств с проницаемостью 30 мД. Протяженность каждой из зон — это варьируемый параметр. Таким образом, для выявления зависимости проницаемости в межскважинном пространстве от протяженности зон произведено моделирование гидропрослушивания для разных вариантов протяженности зоны с ухудшенными свойствами.
На рисунке 4 приведена модель,
в которой расстояние от реагирующей скважины до зоны с улучшенными фильтрационными свойствами равно
100 м.
Рис. 4. Модель распространения зон с высокой
и низкой проницаемостью
Гидропрослушивание смоделировано путем смены циклов закачки и остановки в возмущающей скважине. В верхнем поле графика на рисунке 5 изображены дебиты для циклов нагнетание-остановка возмущающей скважины. В нижнем поле графика синей кривой продемонстрировано поведение забойного давления в реагирующей скважине, а красными точками — отклики реагирующей скважины на смену дебитов возмущающей скважины.
Рис. 5. Результаты моделирования гидропрослуши-
вания
В результате численной интерпретации результатов гидропрослушивания рассчитана проницаемость межскважинного пространства — 235 мД.
Далее выполнены эксперименты с различными расстояниями от реагирующей скважины до зоны
с улучшенными фильтрационными свойствами. Результаты повторных экспериментов представлены
в таблице 1.
Табл. 1. Параметры моделирования
По результатам интерпретации моделирования гидропрослушивания получена различная кажущаяся проницаемость межскважинного пространства при разных значениях протяженности фаций с разными свойствами.
Авторами выявлена зависимость кажущейся проницаемости пласта по гидропрослушиванию от расстояния до границ распространения фаций. Результаты визуализации данной связи проницаемости межскважинного пространства от протяженности зон различных фаций представлены в таблице 2 и на рисунке 6.
Табл. 2. Результаты интерпретации моделирования
Рис. 6. График зависимости проницаемости межскважинного пространства, полученной по ГДП, от протяженности зоны с ухудшенными свойствами
Данная зависимость опробована на реальном месторождении. По результатам гидропрослушивания предсказано расстояние до границы распространения фаций, и пробуренная скважина подтвердила результаты предсказаний.

Практическое применение результатов моделирования

На рисунке 7 изображена схема расположения скважин на участке месторождения. Действующими скважинами являются нагнетательные скважины X1, Y1, Y2 и добывающие скважины Y3 и Y4. Предварительно запланировано бурение добывающей скважины в районе между скважинами
X1 и Y1.
Рис. 7. Карта расположения скважин
Для уточнения фациальной обстановки в районе бурения и снижения риска бурения в низкопроницаемую зону принято решение выполнить гидропрослушивание и уточнить расстояние от реагирующей скважины до зоны с улучшенными свойствами.
Возмущающая скважина X1 вскрывает интервал пласта-коллектора, представленного алевритистым песчаником, отложение которого происходило в прибрежно-морских условиях и характеризуется улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
Реагирующая скважина Y4 вскрывает пласт-коллектор, представленный глинистым песчаником, образовавшимся в глубоководных условиях, характеризующимся ухудшенными фильтрационными свойствами.
Для минимизации возможности выявления ложного отклика возмущение поля давления проводилось 6 раз. Результаты измерений приведены на рисунке 8.
Рис. 8. Результаты гидропрослуши-вания
В исследуемых скважинах выполнена интерпретация односкважинных гидродинамических исследований по технологии регистрации кривой восстановления давления и кривой падения давления и определена проницаемость — 1000 и 30 мД соответственно. Отметим, что именно
по результатам данных исследований на прошлом этапе выбирались значения проницаемости
и межскважинного расстояния при решении прямой задачи.
По результатам гидропрослушивания на основе пьезопроводности межскважинного пространства количественно оценена кажущаяся проницаемость межскважинного пространства = 96 мД.
Далее значение проницаемости нанесено на зависимость, полученную при численном моделировании, и оценено расстояние от реагирующей скважины до зоны с улучшенными фильтрационными свойствами — 225 м (рис. 9).
Рис. 9. График зависимости проницаемости межскважинного пространства, полученной по ГДП, от протяженности зоны с ухудшенными свойствами
Граница между зонами с улучшенными и ухудшенными фильтрационными свойствами нанесена на карту расположения скважин (рис. 10). Таким образом, прогнозная скважина оказалась в зоне улучшенных фильтрационных свойств, что впоследствии подтвердилось бурением уплотняющей скважины и ее успешным запуском. Показатели работы для скважины Y5 приведены на рисунке 11.
Рис. 10. Карта распространения зон
с улучшенной и ухудшенной проницаемостью

Рис. 11. Показатели разработки скважины Y5

Несмотря на наличие воды в добываемой продукции и сравнительно невысокий дебит жидкости, обусловленный низкой депрессией из-за сравнительно низкого пластового давления на анализируемом участке, данная скважина является рентабельной и ее дебит нефти примерно
в 3 раза выше среднего дебита нефти в анализируемом пласте.
Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Рузанова А.А., Мингараев Р.А.,
Успенский Б.В., Волков Ю.В.

Российский государственный университет нефти и газа (НИУ)
имени И.М. Губкина, Москва, Россия;
Казанский (Приволжский) федеральный университет, Казань, Россия

gulyaev.d@gubkin.ru
Для анализа свойств пластов в межскважинном пространстве используются межскважинные гидродинамические исследования. Гидродинамическое моделирование гидропрослушивания производилось в программном комплексе tNavigator. Интерпретация геофизических исследований скважин проведена в программном комплексе «Камертон».
гидропрослушивание, литологические фации, неоднородность пласта,
гидродинамическое моделирование
Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Рузанова А.А., Мингараев Р.А., Успенский Б.В., Волков Ю.В. Изучение распределения литологической неоднородности в межскважинном пространстве с целью обнаружения невыработанных запасов углеводородов с помощью гидродинамических исследований // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 3. C. 47–51. DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-47-51
28.04.2025
УДК 552.578.2.061.4
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-47-51
Рекомендуемые статьи
Добыча
Особенности секторного моделирования при неопределенном азимуте ГРП
Рассмотрены особенности многовариантного секторного моделирования площадных систем разработки при неопределенном азимуте ГРП
Добыча
Влияние размерности проппанта на эффективность ГРП
В данной работе рассматривается анализ влияния размерности проппанта на эффективность проппантного гидравлического разрыва пласта
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88
office@runeft.ru