Аннотация

Определены основные PVT-свойства глубинных проб пластового флюида, отобранных на месторождении Оренбургской области. Проведено сравнение данных параметров при использовании «классического» и точечного методов отбора. Установлено, что применение пластоиспытателей позволяет осуществить представительный отбор глубинных проб и достоверно оценить свойства пластовых флюидов на раннем этапе разработки нефтяных месторождений.

Ключевые слова: PVT-свойства, пластовый флюид, разработка нефтяных месторождений, отбор проб, пластоиспытатель.

 

Abstract

The main PVT-properties of downhole reservoir fluid samples taken at the Orenburg region field have been determined. These parameters are compared using the «classical» and point sampling methods. It was found that the use of reservoir testers allows for representative sampling of downhole samples and reliably assesses reservoir fluids properties of at an early stage of oil field development.

Keywords: PVT-properties, reservoir fluid, oil field development, sampling, reservoir tester.

Изучение свойств пластовых флюидов занимает важное место в комплексе исследований, связанных с разработкой нефтяных месторождений. Задача исследования пластовых флюидов – получение важных параметров для подсчета запасов, проектирования и контроля разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: давления насыщения, газосодержания, пластовых плотности и вязкости, объемного коэффициента и других свойств [1]. При этом для достоверного определения перечисленных параметров необходим отбор представительной глубинной пробы пластового флюида из скважины. В настоящее время для отбора глубинных проб преимущественно применяются два метода:

• «Классический» – отбор проб флюида, поступающего из интервала опробования пласта в скважину;

• Точечный – отбор проб флюида, поступающего из места притока («точки») пласта непосредственно в пробоотборник пластоиспытателя.

На сегодняшний день существует несколько вариантов испытателей пластов на каротажном кабеле известных мировых лидеров на рынке геофизического оборудования, таких как Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger и т.д. Данное оборудование позволяет проводить отбор глубинных проб с поддержанием пластовых условий (давления и температуры) и сохранением однофазного состояния [2]. Основным преимуществом пластоиспытателей для отбора глубинных проб пластовых флюидов является возможность их применения на раннем этапе разработки скважины, что позволяет охарактеризовать поведение флюидов при пластовых условиях. Достоверная и оперативная оценка основных параметров пластовых флюидов является актуальной при подсчете начальных запасов нефти, а также определяет экономическую целесообразность и рентабельность разработки нефтяных месторождений.

Целью работы являлось сравнение PVT-свойств глубинных проб нефти, отобранных на стадии разведочного бурения при помощи пластоиспытателя и «классическим» методом в ходе эксплуатации скважины.

Пробы изученного в работе пластового флюида представляли собой легкую, светлую, высокосжимаемую, безводную пластовую нефть с незначительной вязкостью. Пластовые условия для всех проб были близки и находились в следующих диапазонах: от 25 до 26 МПа (давление) и от 48 до 50 °С (температура).

Свойства пластовой нефти экспериментально определяли в лабораторных условиях с помощью комплекса исследования нефти и газа. Глубинные пробы отбирались проточным пробоотборником типа ПГПр («классический» метод) и пластоиспытателем MDT (Schlumberger). Модульный динамический испытатель пластов MDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять следующие исследования в открытом стволе скважины: замеры пластового давления на разных глубинах, расчет подвижности пластового флюида и оценку проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления (КПД и КВД), отбор представительных проб пластовых флюидов и т.д. в зависимости от конфигурации пластоиспытателя [3]. К основным минусам технологии отбора с использованием пластоиспытателя можно отнести возможное загрязнение проб фильтратом бурового раствора и высокую стоимость работ и оборудования.

Сравнение свойств проб пластового флюида в зависимости от методов отбора проводили на основе анализа данных четырех глубинных проб, отобранных из одной и той скважины в пределах одного пласта нефтяного месторождения Оренбургской области. Экспериментальные данные основных PVT-свойств исследованных проб представлены в табл. 1.

Таблица 1

PVT-свойства проб пластового флюида

№ пробы	Тип пробо-отборника	PVT-свойства пластового флюида
		Давление насыщения,МПа	Газосодер- жание, м3/м3	Объемный коэффициент нефти	Пластовая плотность, кг/м3	Пластовая вязкость, мПа·с
1	MDT	7,11	115,9	1,343	701,0	0,51
2	MDT	7,22	115,8	1,343	700,0	0,52
3	ПГПр	6,71	113,2	1,327	703,0	0,51
4	ПГПр	7,22	113,8	1,327	700,0	0,53

Глубинные MDT-пробы 1 и 2 были отобраны в ходе разведочного бурения. Пробы 3 и 4 отобраны «классическим» методом через три месяца в процессе эксплуатации скважины. Давление насыщения для всех исследованных проб ниже пластового и давления в точке отбора, что свидетельствует о представительном отборе проб в однофазной области.

Из данных табл. 1 видно, что расхождение свойств для всех изученных проб относительно среднего не превышает 3 %, кроме давления насыщения для пробы 3, что свидетельствует о высокой степени идентичности отобранных проб. Пониженное значение давления насыщения для пробы 3 может быть обусловлено завышенным мольным содержанием метана в растворённом газе (около 35 %) по сравнению с другими пробами (30 – 31 %) и погрешностью эксперимента.

Таким образом, при сравнении основных PVT-свойств глубинных проб пластового флюида, отобранных проточным пробоотборником и пластоиспытелем, установлена высокая сходимость для всех изученных параметров. Установлено, что для оценки свойств пластовых флюидов достаточно исследовать пробы, отобранные на ранних стадиях разработки нефтяных месторождений. Полученные данные можно использовать для подсчета запасов нефти и газа, моделирования и контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Список используемых источников информации

1. Хазнаферов А. И. Исследование пластовых нефтей. – М.: Недра. – 1987 – 116 с.

2. Галлямов Ш. Р., Дубровин О. М., Месропян А. В., Хисматуллин К. А. Пробоотборник пластового флюида // Вестник УГАТУ. 2012. Т. 16, №5. С. 121-127

3. Ашуров В. В., Хассан А. К. Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT // Нефтегазовое обозрение. 2004. С. 30–45.