Некоторые вопросы применения гидродинамических исследований скважин на нефтяных месторождениях

В условиях современного состояния структуры запасов нефти в Западной Сибири все большую актуальность приобретает разработка технологий контроля и регулирования добычи трудноизвлекаемой нефти. Выбор рациональной технологии возможен лишь при условии применения геолого-технических мероприятий. Целью контроля за разработкой является получение достоверной геологической, гидродинамической и другой информации, необходимой для принятия эффективных технологических решений, рационального и экономически выгодного извлечения нефти. Исследования позволяют решить ряд задач: изучение гидро- динамической связи по разрезу и площади, исследование интенсивности падения пластового давления от отбора жидкости, оценки упругого запаса энергии пласта и поддержания пластового давления, определения промысловой характеристики скважин, отработка технологии воздействия на пласт [4, 10].

Гидродинамическими методами исследования можно определить следующие комплексы параметров: коэффициент гидропроводности пласта, коэффициент пъезопроводности пласта, коэффициент продуктивности.

Коэффициент гидропроводности отражает качественную характеристику гидравлической проводимости пласта в зависимости от проницаемости породы, вязкости протекающей в ней жидкости и мощности пласта. Гидропроводность пласта прямо пропорциональна проницаемости и мощности пласта и обратно пропорциональна вязкости протекающей по пласту жидкости. При увеличении вязкости жидкости и неизменной проницаемости и мощности гидропроводность уменьшается, при снижении вязкости - увеличивается. Следовательно, нефтяные пласты с высокой проницаемостью, но содержащие вязкую нефть могут иметь низкий коэффициент гидропроводности, а пласты с малой проницаемостью могут иметь высокую гидропроводность, если в них содержится маловязкая жидкость [8].

Коэффициент пьезопроводности пласта характеризует упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей. Если в какой-либо точке пласта изменить давление, то изменение давления будет передаваться по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте и характеризуется коэффициентом пьезопроводности, зависящим от физических свойств жидкости и пласта.

Коэффициент продуктивности по добывающим скважинам и коэффициент поглощения по нагнетательным представляют комплексы параметров, отражающих гидродинамические свойства самих скважин и участков пласта, окружающих эти скважины. Коэффициент продуктивности численно равен приращению суточного дебита скважины в тоннах на 0,1 МПа перепада давления или на 0,1 МПа снижения забойного давления. Для нагнетательных скважин коэффициент поглощения равен приращению суточного поглощения на 0,1 МПа повышения забойного давления.

В нефтегазовом промысле выделяют 3 метода гидродинамических исследований: 1) метод установившихся отборов (индикаторные кривые); 2) метод восстановления давления (кривая восстановления давления, кривая падения давления); 3) метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослушивание) [9]. Расчет всех исследований проводится с использованием программ, что в свою очередь дает возможность получить данные о продуктивности и приемистости скважин, фильтрационных параметрах, скин-факторе, трассировке границ и особенностях зон дренирования, типа пласта-коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и прочие. Для обработки исследования необходимо собрать информацию по скважине со всех корпоративных баз данных. Примером такой программы является современ- нейший программный комплекс «Сапфир», применяемый на Ваньеганском месторождении.

При гидродинамических исследованиях продуктивных пластов на месторождении применяются электронные приборы. Для замера глубинного давления, определения притока скважины, для определения удельного веса жидкости по пласту, применяется глубинный прибор (например, манометр-термометр АТМ-08) [3].

Глубинный прибор исследует как добывающие, так и нагнетательные скважины, по ним определяют пластовое и забойное давление, снимается КПД и ВНР. Автономный манометр-термометр предназначен для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины или изменения их во времени в любой его точке (в том числе на забое при снятии кривой восстановления давления). Данный прибор может опускаться в скважину на трубках, скребковой проволоке или каротажном кабеле. В программе прибора осуществляется автоматическая обработка результатов типичных скважинных исследований [7].

Исследование нагнетательных скважин, замер устьевого давления для пересчета на пластовое и снятия КПД осуществляется прибором МТУ-04. Программное обеспечение модуля сбора информации позволяет задать режим работы, считать накопленные в приборе данные, просматривать их на графическом дисплее. Полученная измерительная информация считается из МТУ в компьютер и записывается на жесткий диск. Первичный материал с электронных приборов «Мон», АТМ, МТУ направляется в компьютер и проводится обработка КВД, КВУ, ИК, КПД и расчет пластового и забойного давления, одновременно измерять давления, температуру, влажность. Спуск глубинных приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляется с использованием лубрикаторов различных конструкций.

В качестве примера было рассмотрено Ваньеган-ское нефтяное месторождение, расположенное в Нижневартовском районе, разработка ведется с 1986 года. Месторождение относится к разряду крупных нефтяных месторождений. Основными объектами разработки являются пласты АВ1, АВ7, БВ3-1, БВ5, БВ8-2, ЮВ1-1. Для определение типа коллектора продуктивного пласта ЮВ1 был проведен ряд исследований нагнетательных и добывающих скважин, в результате которых было установлено, что данный пласт представлен порово-трещиноватым коллектором, при этом трещиоватость в поровой зоне нагнетательных скважин имеет естесственное происхождение [11]. Это было подтверждено результатами исседований: 1) индикаторные линии добывающих скважин в основном прямолинейные, но встречаются как вогнутые, так и выпуклые к оси дебитов; 2) индикаторные линии нагнетательных скважин вогнуты в сторону оси приемистости и отсутствуют гистерезистые явления при обратном ходе исследований; 3) кривые востановления давления добывающих скважин и кривые падения давления нагнетательных скважин имеют форму, характерную для пластов с двойной средой.

Важный параметр, характеризующий состояние призабойной зоны пласта, скин-эффект, определяется по кривой восстановления давления методом детерми- нированных моментов давления, по большинству скважин получил отрицательное значение.

Сравнительный анализ удельной продуктивности скважин юрской залежи Ваньеганского месторождения, призабойная зона которых характеризуется отрицательными величинами скин-эффекта, с удельной продуктивностью скважин юрских залежей других месторождений показал, что приведенная зависимость идентична.

Исследования проводились при установившейся фильтрации жидкости в пласте. В результате обработки индикаторных диаграмм определены коэффициенты приемистости нагнетательных скважин.

На основании исследований установлена связь между увеличивающимися размерами зон трещиноватости и удельной приемистостью нагнетательных скважин, что подтверждает гипотезу о порово-трещиоватом типе коллектора горизонта ЮВ1 (давление разрыва пласта составляет 39,2 МПа, давление на устье скважин 12,5 МПа). Далее проводится линия аппроксимации всех точек, которая является индикаторной кривой, в результате чего определен коэффициент продуктивности и коэффициент проницаемости. В момент, когда кривая начинает отклоняться к оси дебитов, происходит нарушение линейного закона фильтрации, а значит, в коллекторе присутствуют трещины [3]. Момент начала отклонения кривой – это давление начала открытия трещин коллектора [2]. По всем полученным параметрам производится оценка текущего состояния разработки, а также действующей системы заводнения.

Поскольку результаты исследования подтвердили трещиновато-поровую проводимость пласта, рекомендуется использовать в качестве дальнейшего метода разработки гидравлический разрыв пласта на периферийных участках с заглинизированным типом разреза. Полученное отрицательное значение скин-эффекта говорит о необходимости воздействия на призабойную зону пласта различными методами: высокопроницаю-щей перфорацией, акустическим воздействие и др [1]. Кроме того рекомендуется сократить затраты на гидродинамические исследования путем сокращения исследований в добывающем фонде скважин и увеличения исследований в нагнетательном фонде, сохраняя при этом равномерность охвата гидродинамических исследований.