Контроль разработки гипернизкопроницаемых коллекторов на основе комплекса геофизических и гидродинамических исследований скважин

Во введении и главе 1 обоснована актуальность работы, проведен анализ
выполненныхранееисследованийпотемам,близкимктематикедиссертации,
сформулированы цели и задачи исследования, защищаемые положения, научная новизна,
практическая значимость работы.
Согласно распоряжению Правительства РФ № 700-р от 3 мая 2012 г. выделяются
четыре категории проектов по добыче трудноизвлекаемой нефти, одна из которых – проекты
по добыче нефти из коллекторов с предельно низкой проницаемостью до 1 мД
включительно. Автором работы коллекторам с проницаемостью в диапазоне от 0.001 до 0.1
мД, характерной в том числе для нефтематеринских пород, была присвоена категория
«гипернизкопроницаемых».
Необходимость выделения отдельной категории гипернизкопроницаемых коллекторов
состоит в том, что из-за крайне низкой скорости фильтрации флюида, способы разработки
данных объектов должны значительно отличаться от коллекторов, проницаемость которых
достаточна для рентабельной разработки без применения специальных технологий.
Только в конце 20-го века появились технологии бурения и заканчивания скважин,
позволяющие повысить рентабельность разработки подобных запасов: возможность бурения
ГС большой протяженности, проведения большого количества стадий МГРП с созданием
системы искусственной трещиноватости и необходимых скоростей и объемов закачки
жидкости и проппанта в пласт. Разработка гипернизкопроницаемых коллекторов за рубежом
и в РФ выполняется с применением технологий высокообъемного и высокоскоростного
МГРП в скважинах для создания максимально разветвленной и распространенной сети
трещин (Stimulated Reservoir Volume (SRV), англ.).
В работе автором рассмотрены гипернизкопроницаемые коллекторы на примере
отложений нижней подсвиты тутлеймской свиты (стратиграфический аналог баженовской
свиты)соценкойперспективизучениясредствамиГИС-контроляподобных
нетрадиционных коллекторов ТРИЗ с аномально низкой проницаемостью.
Проблема разработки коллекторов Баженовской свиты изучается с 80-х годов 20-го
века. Опытно-методические работы по обоснованию поиска, разведки и освоения залежей
нефти в баженовской свите активно проводились В.М.Добрыниным, В.Г.Мартыновым,
А.В.Лобусевым,А.В.Постниковым,О.В.Постниковой,Б.Ю.Вендельштейном,
М.А.Беляковым,Г.М.Золоевой,В.А.Костериной,Т.Ф.Соколовой,Н.В.Фармановой,
Н.В.Царевой, Б.Н.Куликовым в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина, так и другими
учеными, в частности, специалистами ИПНГ РАН, ИГиРГИ, СибНИИНП (Тюмень),
ЗапСибНИГНИ (Тюмень), «Гипротюменнефтегаз», «Нефтеюганскгеофизика» компании
«Роснефть», МГУ и др.: И.М.Индрупский, С.Н.Закиров, Э.С.Закиров,Н.А.Еременко,
В.И.Шпильман,В.В.Хабаров,С.В.Анпенов,Б.Н.Зубарев,В.П.Сонич,А.Н.Завьялец,
В.П.Толстолыткин, Я.Н.Басин, Т.В.Дорофеева, Б.А.Лебедев, И.И.Нестеров, А.Э.Конторович,
Ф.Я.Боркун, И.И.Нестеров, Б.Н.Пьянков, М.Ф.Свищев, М.М.Садыков, Н.Д.Каптелинин,
К.С.Юсупов, Г.А.Калмыков, Н.С.Балушкина, И.Г.Мельников и др.
Исследованием возможностей методов ГИС при контроле процесса разработки пласта
Ю0 активно занимались специалисты АО «ВНИИнефть». В настоящее время работы по
созданию эффективных технологий разработки и ее контроля геофизическими методами
ведутся в ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпромнефть», НК «Роснефть», ОАО «Лукойл»,
ОАО «РИТЭК». Однако рентабельность разработки активов Ю0 пока еще очень низкая.
Добычанефтиведущиминефтедобывающимикомпаниямиизотложений
баженовской свиты Западной Сибири возможна в основном следующими способами:
– из существующего первоначального емкостного пространства: естественных трещин
и матрицы;
– путем генерации жидких углеводородов из органического вещества баженовской
свиты и ее стратиграфических аналогов под влиянием теплового воздействия (методы
термического ГРП и термогазового воздействия);
– с привлечением массового высокоскоростного высокообъемного гидроразрыва
пласта.
В 2018 году компанией ПАО «Газпром нефть» создан Технологический центр «Бажен».
Материалы исследований на активах данной компании использованы в настоящей работе.
В главе 2 диссертации рассмотрена информативность комплексов ПГИ в условиях
разработки нефтяных месторождений с гипернизкопроницаемыми коллекторами, близких по
своим геолого-промысловым характеристикам к отложениям Баженовской свиты.
В условиях различных технологий сложного заканчивания ГС, многоствольных ГС,
проведения МГРП особое место в контроле разработки месторождения занимает
динамический анализ изменения профиля притока в ГС. Основную роль в решении данной
задачи традиционно играют комплексы промыслово-геофизических исследований, в первую
очередь – методы расходометрии и термометрии.
В коллекторах с аномально низкой проницаемостью применяется технология
высокообъемного и высокоскоростного МГРП в скважинах, имеющих цементированный
хвостовик, где каждая стадия МГРП представлена несколькими перфорационными
кластерами.
При запускном дебите подобных скважин порядка 150-250 м3/сут они характеризуются
ускоренным снижением продуктивности до 20-30% от первоначальной. Это обусловлено
снижением пластовой энергии, деградацией сети созданных при проведении МГРП трещин,
«вывалами» проппанта в ствол хвостовика, что снижает проводимость потока флюида по
самому стволу и эффективность выработки в носочной и серединной частях ГС. В скважинах
с подобным заканчиванием на информативность ПГИ оказывают влияние следующие
эффекты:
– Наличие значительных по величине фоновых аномалий охлаждения, которые
обусловлены высокообъемными закачками жидкости для разрыва пласта (до нескольких
тысяч м3 на одну стадию) по каждой из стадий проводимого МГРП. Вследствие высокого
объема закачки и последующих сравнительно низких дебитов дифференциальных притоков
флюида на расформирование данных термоаномалий уходят значительные сроки, вплоть до
нескольких месяцев, что повышает возможности использования термометрии для
количественныхоценокпритоковизстадийпометодикеоценоканомалий
калориметрического смешивания.
– В условиях высоких фоновых аномалий охлаждения, а также прорывов свободного
газа, которые чаще всего не привязаны к дебиту нефти, количественная интерпретация
показаний термометрии невозможна по методике оценки калориметрического смешивания.
Однако, в ряде случаев возможна оценка вкладов портов в приток по характеру теплообмена
флюида в стволе (по нормированному коэффициенту теплоотдачи «В», который подлежит
определению между интервалами притока).
– В скважинах, стимулированных по технологии кластерного МГРП, перфорационные
кластеры находятся на сравнительно близком расстоянии друг от друга, как и стадии МГРП
при их большом числе, что затрудняет количественные оценки по термометрии.
– Наличие в некоторых случаях незацементированного хвостовика с частично
негерметичными заколонными пакерами часто приводит к тому, что потоки продукции
могут двигаться не только внутри пространства хвостовика, но и снаружи его, что делает
невозможным корректные оценки на основе методов расходометрии.
– Отработка горизонтального ствола через узкие отверстия мандрелей/портов в
отдельных стадиях хвостовика скважины позволяет использовать эффекты резонанса
акустического шума, хорошо видимые в спектрах амплитудно-частотных характеристик, для
фиксации притока флюида в этих зонах, а также в местах негерметичных заколонных
пакеров и отработки на приток узких трещин ГРП.
Дебит скважины на псевдо-установившемся режиме работы, который наступает в
среднем через 180-360 суток работы скважины при полной отработке зоны повышенного
давления, созданной при закачке больших объемов жидкости в ходе МГРП, как правило,
составляет не более 20-50% от стартового. Это обуславливает необходимость проведения
периодических ПГИ в первый год работы скважины с целью оценки динамики изменения
основных геолого-промысловых характеристик объекта разработки. С учетом высокой
стоимости строительства и эксплуатации высокотехнологичных скважин, проведение
требуемых дорогостоящих комплексов ПГИ экономически неэффективно.
Конкурентными для ПГИ методами контроля притока в ГС являются методы
стационарного удаленного перманентного мониторинга: распределенные стационарные
информационно-измерительные системы (СИИС) на основе оптоволоконной распределенной
термометрии (Distributed Temperature Sensing – DTS) и акустики (DAS), а также точечно-
распределенные индикаторные (трассерные) мониторинговые системы контроля притока.
Оценка профиля притока в ГС с помощью оптоволоконных систем (ОВС) с момента
непосредственно после запуска скважины до момента, когда будет стабилизирован приток
жидкости, позволяет:
– оценить во времени динамику выработки продуктивных интервалов и характерные
изменения профилей притока по жидкости и газу из различных стадий МГРП,
спрогнозировать возможные осложнения при эксплуатации скважин, связанные с прорывами
воды, газа, с деградацией трещин МГРП, с нарушением технического состояния обсадной
колонны;
– определить время деградации трещин МГРП и значения депрессий, при которых
происходит перераспределение притока, обосновать оптимальный режим и способ
эксплуатации для системы «скважина-пласт»;
– произвести настройку как 2D, так и 3D гидродинамической модели для оптимизации
работы объекта, для корректной интерпретации данных ГДИС.
Технология DTS имеет ряд технических ограничений при её применении для
количественной оценки профиля притока на основе принципов классической термометрии:
– количественная оценка профиля притока невозможна при отсутствии контрастного
термического поля;
– для создания контрастного термического поля необходимы принудительные
остановки и запуски скважины, как и при классических термических исследованиях ПГИ;
– на текущем этапе точность измерения ОВС ниже, чем у высокоточных термометров,
применяемых при ПГИ.
Для преодоления существующих ограничений ОВС автор предлагает модернизацию
измерителей DTS применительно к условиям горизонтальных скважин. Предложено
проводитьизмеренияпопринципураспределенноготермоанемометранаоснове
комбинированного оптоволоконного кабеля-сенсора с встроенной в него системой точечных
нагревателей с использованием электрических компонентов измерительного кабель-сенсора
(медные жилы и металлическая оплетка). Определенные участки кабеля при этом удаленно
нагреваются с заданной мощностью, после чего исследуются закономерности теплосъема с
нагреваемого элемента во времени (например, в близко расположенных к нагревательному
элементу точках измерений, организованных по принципу решеток Брэгга, или же по всей
длине распределенного ОВ-кабеля). Для снижения необходимых токов совместно со
специалистами НИУ ИТМО проработано решение по использованию резонансного
принципа с индукционными элементами нагрева. Благодаря точечно-распределенному
постоянному или циклическому нагреву в перманентной кабельной измерительной системе,
устанавливаемой в стволе ГС (ГС с МГРП заканчиванием), реализуется принцип
«распределеннойтермоанемометрии»(или«распределеннойтермокондуктивной
расходометрии»).
Об актуальности данного технологического решения говорят следующие моменты: в
настоящий момент в БашГУ ведутся работы по развитию методов инициации тепловой
метки применительно к распределенным СИИС, также зарубежная компания Silixa проводит
разработку подобных ОВС с нагревом кабеля на протяжении всего ствола скважины.
Для оценки информативности оптоволоконной термоанемометрии автором были
использованы физическая лабораторная и математическая модели. Последняя рассматривает
оптоволоконнуюизмерительнуюсистемукаклинейныйдатчиктемпературы,
нагревающийся с равномерно распределенной по длине постоянной мощностью с
теплообменом с окружающей средой в соответствии с уравнением тепломассопереноса. В
модели учтены размеры и тепловые свойства самого кабеля, свойства флюидов, с которыми
находящийся в скважине кабель взаимодействует, а также характер теплового воздействия:
его длительность, интенсивность, цикличность.
В результате математического моделирования эффектов тепломассопереноса в
разработанной системе получена зависимость амплитуды изменения температуры от
скорости потока во времени для нагревателя, встроенного в ОВС (рис.1). Таким образом,
обоснованспособколичественногоопределенияпрофиляпритокаподанным
распределенной оптоволоконной термоанемометрии путем определения скорости потока в
локальных интервалах горизонтального ствола скважины.

Рисунок 1. Расчетные показания оптоволоконного кабеля-датчика
при нагревании его участка в интервале 250-260м, время нагрева 1020с
шифр кривых – скорость потока флюида
В настоящее время в процессе проведения промыслово-геофизических исследований
количественно оценить профиль притока жидкости (нефти) в малодебитной скважине (менее
20м3/сут) с высокой обводненностью продукции даже в условиях вертикальных
обводненных скважин практически невозможно, поскольку при обводненности продукции
свыше 50-60% начинается переход потока легкой фазы к пузырьковой структуре. Также, при
низких дебитах нефти с высоким газовым фактором в скважинах, вскрывающих
гипернизкопроницаемые коллекторы, глобулы нефти различного размера находятся в потоке
газа. При пузырьковом/пробковом потоке легкой фазы механическая расходометрия
малоинформативна, а термокондуктивная расходометрия в условиях многофазного потока не
является средством измерения фазового расхода, т.к. ее показания одновременно зависят еще
и от состава потока.
Для решения задачи определения дебита легкой углеводородной фазы, а также профиля
притока в вертикальных и наклонно-направленных скважинах при вышеуказанных условиях
автором предложено использование телеинспекционного комплекса с установленной
видеокамеройилидвумясинхронноработающимивидеокамерами(скважинная
видеосъемка), спускаемого в действующую скважину.
Для оценки дебита и профиля притока легкой фазы в малодебитной скважине, забой
которой преимущественно заполнен водой, автором предлагается определение площади
потока легкой фазы путем компьютерной обработки полученной видеозаписи при
«пробулькивании» («барботаже») глобул через столб неподвижной или слабо движущейся
воды с последующим расчетом дебита жидкости с использованием площади глобул и
скорости их подъема.
Для определения площади поверхности всплывающих в стволе глобул легкой фазы и
их линейной скорости совместно со специалистами Казанского федерального университета
былразработанкомпьютерныйалгоритмобработкиполучаемогососкважинной
видеокамеры фото/видео изображения, состоящий из нескольких этапов:
– разбиение видео по кадрам, их сегментация и выделение заднего фона;
– бинаризация изображения, контрастирование и вычитание выделенного ранее фона;
– выделение объектов изображения и определение их свойств с определением площади
и скорости общего потока глобул легкой фазы.
Предлагаемыйкомпьютерныйалгоритмобработкиполучаемоговскважине
видеоизображения позволяет определять площадь потока с погрешностью до 15% (до 20% в
сложных условиях). Распознавание глобул нефти на видео изображениях осуществляется в
том числе с использованием нейросетевых методов детектирования движущихся объектов на
видео и определения их свойств с дополнительным определением площади общего потока
глобул легкой фазы. Описанным способом возможно определить профиль расходного
объемного содержания притекающей с забоя легкой фазы – как нефти, так и газа в
исследуемом интервале с погрешностью порядка 15-20 процентов (оценка лабораторного
эксперимента).
Применяемые методы ГИС и ГДИС по отдельности не могут быть использованы для
корректного определения профиля проницаемости в эксплуатационных скважинах с
ухудшенными ФЕС. Технологии ГДИС дают только усредненные показатели для всей
эффективной гидродинамически связанной толщи коллекторов, при этом для достижения
режима радиальной фильтрации, необходимого для оценки фазовой проницаемости, в
пластах с низкими ФЕС требуется очень длительный период остановки добывающих
скважин (десятки и даже сотни суток), а при насыщенности толщин пласта смесью флюидов
определить даже фазовую проницаемость крайне затруднительно, т.к. для этого необходимы
надежные петрофизические связи относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и
корректные результаты оценки флюидонасыщенности толщин.
Для получения профиля проницаемости по глубине ствола вертикальной или
горизонтальнойскважины,вскрывающейтерригенныеколлекторы,вкоторойне
проводилась стимуляция методом гидроразрыва пласта, в соавторстве с А.И.Ипатовым и
М.И.Кременецким предложена методика определения значений абсолютной проницаемости
в интервалах притока по результатам исследований скважинной спектральной шумометрией
(Spectral Noise Logging -SNL).
Предлагаемая методика основана на сопоставлении и анализе полученных по
результатам спектральной шумометрии амплитудно-частотных характеристик (АЧХ)
акустического шума напротив продуктивных интервалов с распределением фильтрующих
пор по диаметрам, известным по результатам предварительных петрофизических анализов
керна (если таковые имели место в данной или в соседних скважинах).
Для скважины, по которой требуется определить текущий профиль притока по данным
шумометрии для каждого кванта глубины строится АЧХ сигналов акустической эмиссии в
частотном диапазоне 0.1-30 кГц, в спектре АЧХ выделяются «пиковые» частоты (кГц), после
чего производится анализ их соответствия распределениям диаметров поровых каналов в
керне.
Оценка (в мкм) эффективного диаметра канала фильтрации в поровой матрице породы
для каждой, определенной по АЧХ волновой картины спектрального шумомера пиковой
частоте Fi, в каждой глубинной точке записи выполняется по эмпирической формуле,
полученной по результатам лабораторных исследований взаимосвязи спектра акустической
эмиссии потока флюида при прохождении по поровым каналам:
10 n (lg k / µ ) p
D=
Fv(1)
где: D [мкм] – преобладающий диаметр поровых каналов, по которым осуществляется
фильтрация; F [Гц] – частота преимущественной фильтрации флюида через поры; µ [сПз] –
вязкость, определяемая по лабораторным PVT исследованиям; k [мД] – проницаемость
породы; n, p, ʋ, ρ – настроечные параметры, выбирающиеся по принципу аналогий (близости
оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций).
Если расчетные диаметры каналов фильтрации D соответствуют превалирующим
диаметрам поровых каналов в петрофизических распределениях, то, согласно зависимости
(1), могут быть оценены параметры подвижности (k/µ) или при известной динамической
вязкости µ может быть определен параметр абсолютной проницаемости.
Таким образом, ключевыми факторами, влияющими на точность определения профиля
притока в горизонтальном участке ствола скважины, являются:
– величина дебита скважины, распределение дебитов по стадиям МГРП, депрессия на
пласт;
– характеристикифильтравкомпоновкезаканчивания,наличие/отсутствие
противотоков, герметичность пакеров, разделяющих ГС на стадии, наличие боковых стволов
при многоствольном заканчивании;
– траектория ствола ГС, наличие в его профиле прогибов (сифонов), а также сужений в
проходном диаметре хвостовика заканчивания, наличие вывалов проппанта в стволе;
– изменение температурного фона при закачке больших объемов охлажденной
жидкости в процессе МГРП;
– наличие контрастных аномалий дросселирования, связанных с возможным притоком
газа;
– удаленность портов/стадий МГРП друг от друга;
– наличие гидродинамической связи по трещинам МГРП с соседними продуктивными
пластами или с высокопроводящими трещиноватыми прослоями.
На схеме, представленной на рис.2, рассмотрено влияние указанных факторов на
показания методов ПГИ и предложены решения рассмотренных проблем.

Рисунок 2. Матрица решения задач ПГИ в гипернизкопроницаемых коллекторах.
Глава 3 диссертации посвящена оценке информативности гидродинамических
исследований скважин, проводимых в гипернизкопроницаемых коллекторах.
В условиях разработки гипернизкопроницаемых коллекторов на первое место выходит
не только комплексирование методик исследований для получения достоверных результатов,
но и модификация технологий проведения исследований с учетом расслоенности
многокомпонетных потоков в ГС и самой фильтрации в неоднородных по ФЕС коллекторах.
В случае длительной разработки месторождения на истощение без возможности
организации системы поддержания пластового давления в значительной степени актуальны
классические нестационарные ГДИС, такие как исследования по технологиям снятия кривых
стабилизации (КСД) и восстановления давления (КВД). Внедрение средств дистанционных
замеров забойного давления на добывающем фонде скважин позволяет массово проводить
анализ падения производительности скважин (Rate Transient Analyze – RTA), так называемый
DeclineAnalyze.СпомощьюRTAанализациклаКСДвозможноопределение
фильтрационных свойств коллектора, динамики энергетического состояния области питания
скважины, а также скин-фактора (состояния призабойной зоны). Основная проблематика
классических нестационарных ГДИС в гипернизкопроницаемых коллекторах, вскрытых с
помощью ГС с МГРП, заключается в ряде неопределенностей, связанных как со структурой
коллектора и типом его стимуляции, так и с конструкцией скважины.
Исследования КВД, интерпретируемые с помощью метода Pressure Transient Analyze
(PTA), усложняются вследствие большой длительности наблюдений, необходимой для
определения на диагностическом графике интерпретируемых режимов фильтрации,
поскольку в силу чрезвычайно низких фильтрационных свойств и сложной структуры
емкостногопространстваколлекторавремявыходаскважиннаинформативный
позднерадиальный режим фильтрации крайне высоко.
Конструкция скважины, включающая в себя большое количество стадий МГРП, каждая
из которых разделена на перфорационные кластеры, также усложняет интерпретацию
методами PTA и RTA, поскольку возрастает неопределенность в количестве работающих
стадий.
Как правило, на диагностических графиках наблюдается длительный линейный
режим фильтрации, который может как скрывать информативный для определения
проницаемости псевдорадиальный режим течения флюида, так и говорить о том, что при
текущих скоростях фильтрации псевдорадиальный режим течения флюида на графике еще
не достигнут.
Исследования методом КВД имеют преимущества перед классическим RTA анализом
добычи. В первую очередь — это отсутствие шумов на диагностическом log-log графике,
присутствующих из-за нестабильности работы скважины в режиме добычи, усиливающихся
по мере роста длительности исследования. Однако, значительным ограничением при
интерпретации цикла КВД выступает невозможность достаточно длительной остановки
скважины для достижения псевдорадиального режима фильтрации и достоверной оценки не
только параметра проницаемости, но и параметров пластового давления и продуктивности.
Тем не менее, при достаточной длительности цикла КВД по заранее настроенной
численной диагностической модели возможно определить значение пластового давления с
точностью до 10% методом экстраполяции, а также косвенно оценить фазовую
проницаемость эксплуатируемого коллектора по раннему радиальному режиму фильтрации.
Определенная проницаемость будет являться истинной фазовой проницаемостью:
(2)
где Кпр.к. – проницаемость, определенная по раннему радиальному режиму фильтрации,
Nст. – количество стадий МГРП, Кпр. – проницаемость, определенная по позднему
радиальному режиму фильтрации.
Исследования методом построения индикаторной диаграммы (ИД), проведенные на
скважинах тутлеймской свиты одной из площадей Западной Сибири объединяет несколько
наблюдаемых эффектов:
– непрерывное снижение дебита скважины с кратковременным повышением при
увеличении депрессии (смене штуцера на больший при фонтанировании);
– непрерывное падение продуктивности скважины в 3-5 раз от начальной до выхода на
установившийся режим;
– превышение запускного забойного давления скважины над принятым пластовым
давлением для данной залежи.
По мнению автора, высокообъемные закачки в гипернизкопроницаемый пласт при
проведении МГРП создают значительную зону репрессии в зоне питания скважины, которая
в силу крайне низкой проницаемости коллектора достаточно медленно расформировывается.
Данный эффект обозначен как «зона аномально повышенного давления (ЗАПД) от МГРП».
Наблюдаемый эффект приводит к тому, что при проведении исследований на
«стабильных»режимахпотехнологииИДнаблюдается«кажущееся»падение
продуктивности пласта. Если данный тип исследований со снятием ИД проводится
последовательно с увеличением депрессии, то вероятно получение «перевернутой» картины,
когда из-за снижения во времени созданного при МГРП условного аномального пластового
давления (Рпл) дебит на режимах больших штуцеров окажется меньше, чем при малых
режимах, но проведенных в начале испытания.
По опыту проведенных исследований, а также по анализу изменения параметров во
время вывода скважин на режим, автором рекомендовано выполнение подобных
исследований исключительно после расформирования эффекта «ЗАПД от МГРП» с
предварительным контролем Рпл альтернативными способами.
По результатам анализа проведенных исследований построена матрица решения задач
контроля разработки гипернизкопроницаемых коллекторов по данным ГДИС (рис.3).

Рисунок 3. Матрица решения задач ГДИС в гипернизкопроницаемых коллекторах

Глава 4 диссертации посвящена учету литологического строения коллектора и другой
совокупной геолого-промысловой информации при планировании и оптимизации разработки
месторождения ТРИЗ в условиях гипернизкопроницаемых коллекторов.
С.Г.Вольпиным по анализу данных ГДИС баженовских отложений Салымской группы
месторождений было выдвинуто предположение о существования «стока» нефти сверху, из
высокоемкой,нонизкопроницаемойматрицыбажена(ЮК0)влокализованный
трещиноватый карбонатный пласт КС1 (ЮК1).
В этой связи одной из целей работы автора стало обоснование зависимости разработки
гипернизкопроницаемых коллекторов бажен-абалакского комплекса (БАК) от наличия в них
«высокопроводящих прослоев» – трещиноватых толщин малой мощности, пересекающих
траекторию ствола ГС и/или чаще трещины МГРП, и обеспечивающих преимущественное
поступление флюида в скважину благодаря повышенным фильтрационным свойствам таких
прослоев (по сравнению с проницаемостью матрицы пласта-коллектора).
В работе было изучено гидродинамическое влияние трещиноватых высокопроводящих
прослоев на одном из месторождений Западно-Сибирского осадочного бассейна (ЗСБ) в зоне
вскрытия отложений тутлеймской свиты Красноленинского свода, стратиграфического
аналога баженовской свиты. Указанное влияние удалось зафиксировать по результатам
исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин, как в
залежах с низко-, средне- или даже с высокопроницаемой матрицей коллектора, так и в
плотных маломощных карбонатных прослоях (фактически – в «неколлекторах»), где, однако,
стабильнообнаруживалисьбыстрыеприходыиндикаторовпритрассировании
фильтрационных потоков.
Первичный анализ наличия высокопроводящих прослоев в объектах БАК проводился
по представительному керновому материалу в разведочных скважинах. До проведения
целевых ГДИС и ПГИ местоположение вероятных трещиноватых прослоев удавалось
идентифицировать также по методам ГИС. Высокопроводящие прослои диагностируются
как в самом баженовском горизонте, так и в виде трещиноватых карбонатных разностей в
абалакской свите. Вероятность их весомого участия в притоке в вертикальных и
горизонтальных скважинах по мнению автора ранее существенно недооценивалась. Тем не
менее, она может быть подтверждена по результатам комплекса методов промыслово-
геофизического контроля разработки: ГДИС и ПГИ, по анализу гидродинамического
межскважинного взаимодействия, по сопоставлению фактических профилей добычи с
расчетными на фильтрационных моделях.
Как уже упоминалось выше, в гипернизкопроницаемых коллекторах режимы течения
на диагностических графиках интерпретации циклов КСД могут быть скрыты длительным
линейным режимом течения флюида, кроме того, такая ГДИС-диагностика дополнительно
усложняется шумами при работе скважины. Для исключения влияния указанных явлений
лучше подходят гидродинамические исследования типа КВД, диагностические графики
которых отличаются меньших количеством шума от колебаний дебита скважины. В
частности, наличие на Log-Log диагностическом графике «задержки» перед переходом к
длительному линейному режиму течения, которая также может интерпретироваться как
«ранний радиальный режим» течения флюида, позволяет предположить ускоренный приток
флюида к стволу скважины либо из вероятно вскрытого самим стволом высокопроводящего
маломощногопрослоя,либожеподключениетакогородапрослояпосредством
гидродинамической связи через одну или несколько трещин МГРП в ГС.
Автором в работе приведены примеры, иллюстрирующие возможности фиксации
работы трещин, дренирующих высокопроводящие прослои с естественной трещиноватостью
по комплексу методов ПГИ. Комплексный анализ материалов керн-ГИС-ГДИС-ПГИ дает
возможность обосновать:
1) методологию геолого-промысловых работ по прогнозированию, поиску и
диагностике трещиноватых прослоев, в дальнейшем при разработке залежи играющих
важнейшую роль как в окупаемости затрат на эксплуатацию скважин, пробуренных на
бажено-абалакский комплекс, так и в оптимизации системы бурения и заканчивания скважин
вскрывающих БАК;
2) подходы к проведению на объектах БАК комплексных измерений ГИС-ПГИ-ГДИС,
технологические принципы и методологию комплексирования этих методов для проведения
скважинных диагностических исследований при контроле разработки и мониторинге
добычи.
В силу сложности реализации и неэффективности устройства систем искусственного
поддержания пластового давления в гипернизкопроницаемых коллекторах, разработка
подобных месторождений проводится на режиме истощения, без ППД. Для повышения
эффективности разработки гипернизкопроницаемых коллекторов автор предлагает переход
на циклическую эксплуатацию скважин с достаточно длительными периодами простоев в их
работе, чтобы система искусственно-естественной трещиноватости коллектора смогла
накопить достаточное количество нефти и энергии для ее последующего интенсивного
отбораспомощьювысокопроизводительногоЭЦН.Однако,обнаруживаемые
высокопроводящие прослои, обеспечивающие начальный высокий приток углеводородов,
одновременно и отрицательно влияют на выработку запасов углеводородного сырья после
начала заводнения ГС, повышая риски преждевременного обводнения или загазирования
добывающих скважин. Данные риски нельзя не учитывать при долговременной разработке
залежи.
Автор с помощью расчетов на гидродинамическом симуляторе оценил степень влияния
трещиноватых высокопроводящих прослоев, выявляемых по скважинной диагностике (керн-
ГИС-ПГИ-ГДИС), на разработку типовых коллекторов БАК.

Заключение
Врезультатепроведенныхисследованийизученаинформативностьтекущих
исследований ГДИС и ПГИ в гипернизкопроницаемых нефтегазовых коллекторах, выявлены
факторы, определяющие информативность ПГИ и ГДИС при различных технологических
условиях, оценено их влияние на показания методов ПГИ и ГДИС, предложены решения
рассмотренных проблем.
Входеисследованийразработанаиапробированакомплекснаятехнология
геофизическихигидродинамическихисследованийдляоптимизацииразработки
гипернизкопроницаемых нефтяных коллекторов, новые методы определения их геолого-
промысловыхпараметровгидродинамико-геофизическимиметодамивусловиях
горизонтального заканчивания скважин с МГРП.
Основные результаты выполненной автором работы:
-модифицированныйкомплекспромыслово-геофизическихисследованийдля
гипернизкопроницаемых коллекторов частично апробирован и зарекомендовал себя как
достаточно эффективный для определения и прогноза профиля притока в наклонно-
направленных и горизонтальных скважинах с МГРП заканчиванием;
-модифицированная программа гидродинамических исследований горизонтальных
скважин позволила получить необходимую для дальнейшей эффективной разработки
объектов БАК информацию о фильтрационных и энергетических свойствах коллекторов;
-подтвержден потенциал информативности комбинированной оптоволоконной и
электрической распределенной дистанционной стационарной системы мониторинга фазовых
профилей притока в горизонтальных скважинах, использующей принцип термоанемометрии
(как распределенной, так и точечно-распределенной);
-на основе выполненных на гидродинамическом симуляторе расчетов даны
рекомендации по оптимизации разработки ряда объектов БАК при заканчивании ГС с МГРП.