Application of a Modular Dynamic Formation Tester on a Wire Line to Refine the Filtration Characteristics of the Production Formations of the Magovsky Oil and Gas Condensate Field

Abstract


An important task in monitoring the development of hydrocarbon fields is to obtain data on the filtration characteristics of reservoirs and the properties of fluids in reservoir conditions. When using standard logging in the complicated conditions of low-permeability formations, poorly consolidated rocks and eroded wellbores, it is very difficult to perform reservoir pressure measurements, sampling with a detailed analysis of fluid properties. A study was carried out in order to clarify the filtration properties of the rocks of the geological section by the method of hydrodynamic logging with testing of the formations by a tester on a MDT logging cable (modular dynamic tester). This problem was solved using the example of carbonate production formations of the Magovskoye oil and gas condensate field, which are generally characterized by a complex heterogeneous structure. An analysis of the effectiveness of using a modular dynamic reservoir tester made it possible to clarify the boundaries of permeable rock intervals with an assessment of their saturation. At the same time, working intervals of the geological section were established, which, with standard logging, were interpreted as dense rocks.

Full Text

В настоящее время подсчет запасов углеводородов (УВ) и проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений осуществляется на основе цифровых постоянно действующих геолого-технологических 3D-моделей (ПДГТМ) [1–5]. Основной для построения ПДГТМ являются результаты интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС), комплекс которых в обязательном порядке выполняется в открытом стволе всех пробуренных скважин. Основные методологические аспекты построения ПДГТМ отражены в работах [1–3]. При этом на этапе геологического 3D-моделирования по данным ГИС оцениваются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород, прежде всего коэффициенты пористости (Кп), нефтенасыщенности (Кн) и проницаемости (k). При интерпретации данных ГИС, помимо ряда известных методологических проблем, возникающих при определении Кп [6–9], основной проблемой является сложность оценки именно фильтрационных характеристик пласта. Согласно фильтрационным исследованиям керна в сочетании с данными рентгеновской томографии [10–14] для сложнопостроенных карбонатных коллекторов связь k с Кп часто является статистически незначимой, что не позволяет по данным ГИС достоверно представить геологическое строение продуктивных объектов в ПДГТМ. При этом в условиях сложных коллекторов рекомендуется использовать при исследованиях полноразмерный керн [15–17] в сочетании с данными гидродинамических исследований скважин (ГДИ) [18–20]. Вместе с тем бурение скважин с отбором керна кратно повышает стоимость бурения скважин. Соответственно для скважин, бурение которых осуществляется без отбора керна, необходимо использовать дополнительно методы контроля фильтрационных свойств пласта. В данной работе выполнен анализ использования для этой задачи модульного динамического испытателя пластов на каротажном кабеле (MDT).

About the authors

G. V. Tyurina

Perm National Research Polytechnic University

References

  1. Путилов И.С., Потехин Д.В., Галкин В.И. Многовариантное 3D-моделирование с контролем качества реализаций для повышения достоверности геологических моделей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 10. - С. 17-20.
  2. Li H., Zhang J. Well log and seismic data analysis for complex pore-structure carbonate reservoir using 3D rock physics templates // Journal of Applied Geophysics. - 2018. - Vol. 151. - P. 175-183. doi: 10.1016/j.jappgeo.2018.02.017
  3. Использование гидродинамической модели при создании обратного конусанефти в условиях водонефтяных зон / Р.Ф. Якупов, И.Н. Хакимзянов, В.В. Мухаметшин, Л.С. Кулешова // SOCAR Proceedings. - 2021. - № 2. -С. 54-61. doi: 10.5510/OGP20210200496
  4. Репина В.А., Галкин В.И., Галкин С.В. Применение комплексного учета петрофизических характеристик при адаптации геолого-гидродинамических моделей (на примере визейской залежи Гондыревского месторождения нефти) // Записки Горного института. - 2018. - Т. 231. - С. 268-274. doi: 10.25515/PMI.2018.3.268
  5. Beltiukov D.A., Kochnev A.A., Galkin S.V. The possibilities of combining different-scale researches in creating a rock permeability array in a reservoir simulation model of a deposit with a fractured-cavernous type of carbonate reservoir // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - 2022. - Vol. 1021(1). - P. 012027. doi: 10.1088/1755-1315/1021/1/012027
  6. Потехин Д.В., Путилов И.С. Применение нейронных сетей для интерпретации геофизических исследований скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2022. - № 4 (364). - С. 24-27. doi: 10.33285/2413-5011-2022-4(364)-24-27
  7. Галкин C.B., Сафин Д.К. О возможности использования многомерных статистических моделей при оценке открытой пористости // Нефть и газ. Вестник ПГТУ. Пермь. - 2000. - Вып.4. - С. 25-28.
  8. Галкин С.В. Возможности статистической оценки систематического занижения определений пористости по данным ГИС при использовании частных петрофизических зависимостей // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2000. - № 8. - C. 17-20.
  9. Заключнов И.С., Путилов И.С. Прогноз коллекторов Падунского месторождения с использованием усовершенствованного способа сопоставления сейсмических атрибутов и скважинных данных // Геофизика. - 2021. - № 5. - С. 19-23.
  10. Permeability dependency on stiff and compliant porosities: a model and some experimental examples / S. Shapiro, G. Khizhniak, V. Plotnikov, R. Niemann, P. Ilushin, S. Galkin // Journal of Geophysics and Engineering. - 2015. - Vol. 12, № 3. - P. 376-385. doi: 10.1088/1742-2132/12/3/376
  11. Improved X-ray computed tomography reconstruction of the largest fragment of the Antikythera Mechanism, an ancient Greek astronomical calculator / A. Pakzad, F. Iacoviello, A. Ramsey, R. Speller, J. Griffiths [et al.] // PLoS ONE. - 2018. - Vol. 13 (11). - P. e0207430. doi: 10.1371/journal.pone.0207430
  12. Estimation of heterogeneity of oil and gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core x-ray tomography data / A.A. Efimov, S.V. Galkin, Ia.V. Savitckii, V.I. Galkin // Ecology, Environment and Conservation. - 2015. - Vol. 21 (Nov. Suppl.). - P. 79-85.
  13. Experience of study of core from carbonate deposits by x-ray tomography / A.A. Efimov, Ia.V. Savitckii, S.V. Galkin, S. Shapiro // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - Т. 15, № 18. - С. 23-32. doi: 10.15593/2224-9923/2016.18.3
  14. Evaluation of void space of complicated potentially oil-bearing carbonate formation using X-ray tomography and electron microscopy methods / S.V. Galkin, D.A. Martyushev, B.M. Osovetsky, K.P. Kazymov, H. Song // Energy Reports. - 2022. - № 8. - P. 6245-6257. doi: 10.1016/j.egyr.2022.04.070
  15. Литолого-петрофизическая неоднородность карбонатных резервуаров Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / О.В. Постникова, А.В. Постников, О.В. Сивальнева, К.Ю. Оленова, И.С. Путилов, Д.В. Потехин, А.Д. Саетгараев // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2021. - № 4 (305). - С. 5-20. doi: 10.33285/2073-9028-2021-4(305)-5-20
  16. Козырев Н.Д., Кочнев А.А. Определение и учет масштабного эффекта кернового материла при геолого-гидродинамическом моделировании продуктивных карбонатных резервуаров // Геология в развивающемся мире: сборник научных трудов по материалам XIV Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых / отв. редактор И.С. Зорин. - Пермь, 2021. - С. 214-217.
  17. Разницын А.В., Путилов И.С. Разработка методического подхода к выделению петрофизических типов сложнопостроенных карбонатных пород по данным лабораторного изучения керна // Недропользование. - 2021. - Т. 21, № 3. - С. 109-116. doi: 10.15593/2712-8008/2021.3.2
  18. Мартюшев Д.А., Галкин С.В., Шелепов В.В. Влияние напряженного состояния горных пород на матричную и трещинную проницаемость в условиях различных литолого-фациальных зон турне-фаменских нефтяных залежей Верхнего Прикамья // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. - 2019. - № 5. - С. 44-52. doi: 10.33623/0579-9406-2019-5-44-52
  19. Martyushev D.A., Yurikov A. Evaluation of opening of fractures in the Logovskoye carbonate reservoir // Petroleum Research. - 2021. - Vol. 6 (2). - P. 137-143. doi: 10.1016/j.ptlrs.2020.11.002
  20. Статистическая оценка достоверности определения фильтрационных параметров пласта с применением кривых стабилизации давления и анализа добычи в различных геолого-физических условиях / И.Н. Пономарева, В.И. Галкин, Д.А. Мартюшев, И.А. Черных, К.А. Черный, С.В. Галкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2020. - № 11 (347). - С. 63-67. doi: 10.30713/2413-5011-2020-11(347)-63-67
  21. Шакиров А.А. Метод и технология ГДК-ОПК. Перспективы дальнейшего развития // Нефть. Газ. Новации. - 2020. - № 3 (232). - С. 40-43.
  22. Применение испытателей пластов на кабеле нового поколения для оценки характера насыщения сложных коллекторов Верхнечоноского месторождения / А.Ф. Латыпов, П.Д. Вейнхебер, Л.Г. Абдрахманова, Е.А. Карпекин, В.А. Блинов, Я.И. Гордеев, С.О. Маслов // Недропользование XXI ВЕК. - 2021. - № 4 (29). - С. 42-44.
  23. Каган К.Г., Самойленко А.Ю. Опыт применения современных методов гидродинамических исследований скважин в открытом стволе // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. - Волгоград, 2020. - С. 188-196.
  24. Быков Е.С., Торин С.В. Оценка свойств пластовых флюидов на ранних этапах разработки нефтяных месторождений с использованием пластоиспытателя // Актуальные вопросы и инновационные решения в нефтегазовой отрасли. - Самара, 2021.
  25. Опыт использования модульного пластоиспытателя для решения различных геологических задач / И.Т. Дилявиров, М.Р. Абунагимов, Р.У. Исянгулов, А.М. Мустафин, В.А. Змановский, Н.Н. Лукьянов // Каротажник. - 2020. - № 2 (302). - С. 63-77.
  26. Шакиров А.А., Даниленко В.Н. Современное состояние аппаратуры и методики испытания пластов и отбора приборами на кабеле // Нефть. Газ. Новации. - 2018. - № 2. - С. 46-49.
  27. Шакиров А.А., Шараев А.П. Аппаратурно-методический комплекс прямых методов исследования скважин // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - № 2. - С. 32-34.
  28. Возможности количественных оценок промысловых параметров нефтегазовых залежей испытателями пластов на кабеле / В.В. Рыбальченко, Н.Р. Ситдиков, В.Н. Хоштария, Н.В. Вовк, С.Е. Дмитриев, М.Д. Ивашин, Н.М. Свихнушин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. - 2016. - № 12. - С. 32-40.
  29. Акрам Х., Ашуров В. Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов MDT/CHDT // Нефтегазовое обозрение. - 2005. - Весна. - С. 30-45.
  30. Шакиров А.А. Пробоотборники для нефтегазовых скважин // Каротажник. - 2019. - Т. 7(265). - С. 159-162.
  31. Развитие аппаратуры гидродинамического каротажа и опробования пластов / А.А. Шакиров, А.П. Шараев, Е.М. Мурзаков, Р.М. Башарова // Тверь. - 2011. - № 5 (203). - С. 202-208.
  32. Анализ результатов исследований пластовыми испытателями на кабеле в условиях сложнопостроенных карбонатных коллекторов / А.Л. Айгильдин, Г.Р. Аминева, А.О. Зубик, О.Е. Кучурина // Экспозиция. Нефть. Газ. - Уфа, 2022. - № 4 (89). - С. 33-37. doi: 10.24412/2076-6785-2022-4-33-37
  33. Саттаров А.И., Михеев М.Л. Перспективы Российского сервиса с применением аппаратуры Schlumberger // Новая техника и технологии для трудноизвлекаемых запасов углеводородов. - Уфа, 2022. - С. 19-23.
  34. Тышкунов В.В., Максаков В.А., Осипов Д.В. Выделение коллекторов по геофизическим данным // Современные проблемы лингвистики и методики преподавания на русском языке в вузе и школе. - 2022. - № 40. - С. 778-783.
  35. Сребродольская М.А. Особенности проведения каротажа в процессе бурения горизонтальных скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств горных пород // Труды российского госудраственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2019. - № 1 (294). - С. 45-57. doi: 10.33285/2073-9028-2019-1(294)-45-57
  36. Шакиров А.А., Гуторов Ю.А. Современный геофизический информационно-коммуникационных комплекс для гидродинамических исследований коллекторов нефти и газа. - Уфа: УГНТУ, 2012. - С. 374.
  37. Reservoir compartmentalization and fluid property determination using a modular dynamic tester (MDT): case study of an Algerian oil field / H. Belhouchet, M. Benzagouta, A. Dobbi, E. Mazouz, N. Achi, Duplay Joelle, M. Khodja // Hal open science. - 2021. doi: 10.1007/s41207-020-00216-5
  38. Manish K.L., Viet Hoang Tran, Larry E. Drennan. Challenges and Values of Formation Testing in Tight Sand in Monterey Formation Using Modular Dynamic Tester (MDT) // Online Journal for E and P Geoscientists. - 2015.
  39. Costaschuk J., Halverson D., Robertson A. Cross discipline use of the Modular Formation Dynamics Tester (MDT) in the North Sea // Petrophysicist. - 2021.
  40. Belhouchet H., Benzagouta M. Reservoir compartmentalization and fluid property determination using a modular dynamic tester (MDT): case study of an Algerian oil field // Euro-Mediterranean Journal for Environmental Integration. - 2021. doi: 10.1007/s41207-020-00216-5
  41. Mattax C.C., Dalton R.L. Rezervoir Simulation. - SPE, Monograph: Henry L. Daherty Series, 2000.
  42. Baouche R., Nedjari A. The use of the Modular Dynamic Tool In petrophysical parameters evaluation: application to the Bir-Berkine reservoirs. - Algeria. - Department of Geophysic, University of Boumerdes, 2019.
  43. Zahid M. MDT job planning and interpretation // Petrophysicist. - 2021.
  44. Dussan V.E.B., Sharma Y. Analysis of the Pressure Response of a Single-Probe Formation Tester // SPE 160801. - 2002. doi: 10.2118/16801-PA

Statistics

Views

Abstract - 247

PDF (Russian) - 166

PDF (English) - 3

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2023 Tyurina G.V.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies