В настоящее время разведка залежей нефти и газа вблизи разрабатываемых месторождений с развитой инфраструктурой их обустройства является одним из ведущих направлений в нефтегазовой индустрии. Высокая детальность разведки месторождений позволяет обосновать структуру запасов углеводородов. За последние двадцать лет структура запасов углеводородов для нефтяных месторождений в России существенно изменилась: увеличилась доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). В связи с этим возрастает актуальность исследований, направленных на повышение эффективности разработки таких запасов, в том числе за счет оптимизации методов увеличения нефтеотдачи, применения практических подходов к гидродинамическому моделированию сложнопостроенных залежей и обоснования методов испытаний пластов. [1, 2].

Необходимо отметить, что сегодня существует реальная потребность в надежных технологических решениях, облегчающих изучение и испытание сложнопостроенных объектов разработки в краткие сроки [3]. При этом основная задача заключается в оценке добычных характеристик пласта-коллектора на основе данных, полученных после исследований в разведочной скважине [4]. Ключевыми параметрами в данном случае являются: проницаемость пласта, его продуктивность, свойства пластовых флюидов и оценка границ залежи [5].
Испытание залежи в открытом стволе пластоиспытателем на кабеле (ОПК) — это прямой метод оценки характера насыщенности. При этом проводится отбор глубинных проб, измеряется пластовое давление, определяются гидродинамические параметры пласта [6].
Такие исследования проводятся на этапе бурения скважины, до спуска обсадной колонны. Одно испытание в среднем занимает около шести часов.

В настоящей работе авторы ставили цель - на основании комплексных исследований показать новый подход к выбору мероприятий доразведки залежей, основанный на результатах испытаний пласта (объекта разработки) в открытом стволе скважины. Предлагаемый подход позволяет существенно сократить время строительства скважины и ускорить процесс ввода новых объектов в разработку.

Особенности испытания пластов. Компоновка испытателя на кабеле.
Испытания являются важным этапом строительства скважины. Основные цели испытаний — получение параметров коллектора, таких как проницаемость и продуктивность, а также уточнение границ пласта [6]. Уточнение границ пласта и исследования геолого-геомеханических свойств пласта, как объекта разработки, представляют интерес для всех нефтегазоносных регионов мира и существенно различаются в условиях неантиклинальных залежей [7], зон разломной тектоники, трещиноватых карбонатных коллекторов и других. Определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов актуально в связи с необходимостью совершенствования типизации объектов разработки на основе интерпретации петрофизических данных и геофизических методов исследования скважин (ГИС) [8], а также определения ФЕС в условиях длительной разработки месторождений.

Гидродинамические испытания в открытом стволе при помощи пластоиспытателей на кабеле проводятся уже более двадцати лет. За это время технология испытания постоянно совершенствовалась: расширялся диапазон производительности глубинных насосов, появлялись новые модули для контакта с пластом, глубинные анализаторы флюида, измеряющие основные параметры пластовых углеводородов, например, композиционный состав, газонефтяной фактор, плотность, вязкость и давление насыщения в пластовых условиях в режиме реального времени.

Для получения основных параметров пласта применялась типичная компоновка испытателя пластов на кабеле, которая включает в себя следующие элементы (рис. 1):

1. разрезной переводник — для заведения геофизического кабеля внутрь бурильных труб;
2. компенсирующий адаптер — для компенсации температурного расширения бурильного инструмента;
3. циркуляционный адаптер — в нем происходит смешивание пластового флюида и бурового раствора; полученная смесь поднимается по затрубному пространству на поверхность к устью скважины;
4. глубинный насос — для установки двухпакерной системы, а также отбора флюида из пласта и прокачки его в циркуляционный адаптер;
5. глубинный анализатор флюида — для определения фазового состава притока, измерения компонентного состава УВ (С1, С2, С3, С4, С5, С6+ и СО2), газонефтяного фактора, плотности, вязкости и давления насыщения (точки росы);
6. двухпакерная система — с возможностью изменения длины межпакерного интервала от 1,8 до 15 м.

Для проведения исследований модуль циркуляционного адаптера (3) был оснащен системой активной циркуляции, которая позволяет поднимать на поверхность пластовый флюид в процессе его откачки из пласта, минимизируя риски, связанные с уменьшением плотности бурового раствора из-за накопления углеводородов в стволе скважины.

Это позволяет откачивать из пласта большие объемы флюида и оценивать проницаемость неизмененной зоны пласта и его продуктивность. Благодаря этому подобные испытания близки к традиционными испытаниям пластов в колонне, которые осуществляются за более короткий промежуток времени.

Применяемая компоновка пластоиспытателя на кабеле была оснащена системой активной циркуляции, что позволило проводить исследования и успешно испытывать низкопроницаемые пласты.
Классическая методика гидродинамического моделирования подразумевает регистрацию интервальных КВД в нескольких точках продуктивного пласта. После этого строится кривая проницаемости, представляющая собой зависимость расчетной проницаемости от пористости, полученной по керну, которая затем корректируется с учетом результатов интервальных КВД.

Далее в гидродинамическом симуляторе строится секторальная гидродинамическая модель, в которой используются
основные ФЕС и флюидальная модель, включающая PVT-свойства (Pressure — давление, Volume — объем, Temperature — температура) и положения флюидальных контактов. В модели также учитываются данные по скин-фактору и его зависимости от дебита скважины. Полученные результаты расчетов потенциальных дебитов по данной методике сопоставляются с результатами испытаний в обсаженном стволе, что дополнительно подтверждает правомерность такого подхода.

Авторы предлагают интегральную оценку гидродинамических параметров пласта по результатам испытаний повышенной глубинности.
По данным ГИС и известным петрофизическим зависимостям строится геолого-гидродинамическая модель пласта, которая далее настраивается на забойные
данные ОПК. Результаты такого моделирования, как правило, более точны и могут служить альтернативой традиционными испытаниям в колонне.

При ОПК область исследований ограничена конфигурацией пластоиспытателя. Чаще всего длина межпакерного интервала равна 1 м, при этом можно записать несколько мини-КВД в различных интервалах одного пласта.
Если пласт однородный, то можно распространить результаты оценки проницаемости малого интервала на весь пласт. Если же пласт неоднороден, то следует также учитывать данные петрофизического анализа. В этом случае кривая проницаемости, полученная по данным ГИС и керновым зависимостям, должна быть откалибрована на проницаемость по КВД при ОПК (рис. 2).

В результате гидродинамические параметры, полученные по данным ОПК, распространяются на весь разрез на основе их комплексирования с данными ГИС. Для этого рассчитывается связь между проницаемостью по ОПК и непрерывной кривой проницаемости по ГИС. Необходимость установления такой зависимости обусловлена тем, что при интерпретации данных ОПК одним из выходных параметров является эффективная проницаемость, тогда как петрофизические зависимости для количественных оценок рассчитываются обычно по данным керна, в которых за основу берется абсолютная проницаемость.
Подобные зависимости устанавливаются индивидуально для каждого конкретного объекта. Далее, используя уравнение Дюпюи, согласно которому можно рассчитать дебит для конкретного интервала разреза, получаем дебит гидродинамически совершенной скважины при плоско-радиальном подтоке к ней однородной несжимаемой жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации.

Полученные данные позволяют проводить оценку дебита с использованием гидродинамических симуляторов. Например, на основании кривых калиброванной проницаемости, пористости и остаточной водонасыщенности может быть построена гидродинамическая модель одиночной скважины. Далее с учетом конструкции скважины и ограничений по забойным давлениям, оцениваются поверхностные дебиты (рис. 3).

Из сопоставления прогнозных и реальных индикаторных диаграмм, полученных при испытаниях скважин 7 и 8, видим, что базовый прогноз и фактические результаты испытаний в скв. 8 показали, что изменение забойного давления от 22 до 28 МПа соответствует дебитам по газу в диапазоне 750–1 750 тыс.м³/сут. Погрешность в оценке дебитов варьируется в пределах 10–15 %. При анализе скв. 7 был получен аналогичный результат. Предложенный практический подход был опробован на месторождениях Западной Сибири, а также при разработке некоторых проектов шельфовых месторождений.

Дебиты также были спрогнозированы по результатам построения геолого-гидродинамической модели. После построения структурной модели и околоскважинного пространства, не деформированного разрывными нарушениями (естественными или искусственными, возникшими после геолого-технических мероприятий (ГТМ), для определения коэффициентов пористости (Кп), проницаемости (Кпр) и остаточной водонасыщенности (Кво) в качестве дополнительного метода исследований был использован ядерно-магнитный каротаж (ЯМК).
Свойства пластового флюида для гидродинамического моделирования были измерены глубинным анализатором флюида (рис. 4).

После получения и интерпретации всех основных параметров пласта авторы сопоставили все вышеуказанные значения модели с результатами гидродинамических испытаний в открытом стволе. Далее спрогнозировали дебиты (нефти, газа и жидкости) при проведении полноценных испытаний в границах интервала перфорации всего коллектора. В данном случае мощность пласта в несколько раз превышала длину межпакерного интервала компоновки пластоиспытателя.
По итогам исследований полученная индикаторная диаграмма (рис. 5) позволила оценить коэффициент продуктивности пласта и рассчитать поверхностные дебиты для различных сценариев заканчивания скважины.

Предложенная методика позволила на этапе бурения скважины в режиме реального времени оценить добычные характеристики залежи в открытом стволе. Первые исследования нового поколения испытателей пластов были представлены в 2021 году в работе авторов [9].

В целом сегодня развитие информационных технологий позволяет внедрять подобные экспресс-методы для интерпретации данных как по отдельным залежам, так и в пределах отдельных месторождений и их групп [10]. Традиционные рабочие процессы, основанные на глубокой интеграции всех полученных данных — от сейсмических и геологических до промысловых, — являются крайне ресурсо-затратными. В отличие от них использование экспресс-методов оценки продуктивности скважин дает возможность быстрого анализа с помощью простых алгоритмов. В большинстве случаев такие алгоритм позволяют сгенерировать определенный объем данных в большие цифровые алгоритмы, которые интегрируют данные сейсмики, расширенный комплекс геофизических исследований и результаты опробования. Благодаря чему оценка продуктивности пласта и поверхностных дебитов скважины может быть получена уже через несколько часов после завершения исследований в открытом стволе.