В связи с активной разработкой нефтегазовых месторождений значительная часть продуктивных нефтегазоносных пластов, расположенных ближе к земной поверхности, практически полностью выработана. Поэтому запасы углеводородов смещаются в сторону более глубоких карбонатных залежей. При использовании стандартных методов исследования скважин в осложненных условиях низкопроницаемых пластов, неустойчивых пород и размытых стволов скважин выполнение необходимых замеров и отбора проб весьма затруднительно. Существующие способы не всегда позволяют достоверно оценить содержание в карбонатных горных породах «черного золота». Ученые Пермского Политеха предложили использовать при исследовании пород геологического разреза модульный гидродинамический испытатель на каротажном кабеле (MDT). Разработка политехников, в отличие от стандартного каротажа — метода геофизического исследования скважин, позволяет выполнить важнейшую задачу — оперативно получить точные данные о фильтрационных характеристиках нефтегазоносных пластов. Она прошла испытания на эксплуатационных объектах Маговского нефтегазоконденсатного месторождения, характеризующихся сложным неоднородным строением.
Исследование опубликовано в журнале «Недропользование». Работа выполнена в рамках гранта Президента Российской Федерации для государственной поддержки ведущих научных школ Российской Федерации. Разработка вносит вклад в обеспечение технологического суверенитета Российской Федерации.
Подсчет запасов углеводородов и проектирование разработки месторождений осуществляется на основе цифровых 3D-моделей. Основой для их построения являются результаты геофизических исследований скважин.
— Основная проблема при получении необходимых данных — сложность оценки фильтрационных характеристик пласта. Исследования проб и показателей рентгеновской томографии для сложнопостроенных карбонатных коллекторов часто являются статистически незначимыми, что не позволяет точно представить строение продуктивных объектов. При этом в условиях сложных коллекторов рекомендуется использовать полноразмерный керн в сочетании со сведениями гидродинамических исследований скважин, — рассказала ассистент кафедры нефтегазовых технологий Пермского Политеха Галина Тюрина.
Однако при таком подходе бурение скважин кратно увеличивается в стоимости. Без отбора керна необходимо использовать дополнительные методы контроля фильтрационных свойств пласта.
Для решения данной проблемы ученые провели исследования во время спускоподъемной операции в отложениях коллекторов. Эксперимент проводился в два этапа. Первоначально в интервалах прижимным зондом — глубинным насосом, по периметру которого находятся самогерметизирующиеся входные порты, оценивались подвижность флюида — жидкости, встречающейся в порах горной породы и пластовое давление. Во время испытаний отверстия портов изолируются от ствола скважины надувным пакером, который прижимается к стенкам скважины уплотняющей поверхностью. Это обеспечивает равномерный отбор флюида по всей окружности. На втором этапе прижимным зондом с двойным пакером, который позволяет проводить измерения как вертикальной, так и горизонтальной проницаемости, политехники исследовали наиболее значимые для оценки характера насыщенности и отбора глубинных проб интервалы, выбранные по результатам исследований первого этапа.
Благодаря исследованиям ученых Пермского Политеха удалось установить высокую эффективность использования модульного гидродинамического испытателя пластов на каротажном кабеле для уточнения фильтрационных характеристик продуктивных пластов при разработке нефтегазовых месторождений. Модульный испытатель обеспечивает возможность оперативного проведения многократных замеров пластового давления, позволяя провести равномерный и многократный отбор глубинных проб, что значительно сокращает время исследований. Технические возможности технологии MDT позволяют получить ценную информацию в режиме реального времени. Помимо высокой эффективности метод MDT имеет относительно низкую себестоимость исследований.