1.3. Гидродинамические методы изучения залежей

Гидродинамические исследования пластов и скважин по сравнению с прямыми и геофизическими исследованиями позво­ляют изучить гораздо большую часть нефтяных залежей. Объем исследованной части пласта по лабораторным анализам образцов керна (по данным М. Н. Кочетова) колеблется от 0,00004 до 0,00016%, по геофизическим материалам от 0,022 до 0,088%, по гид­родинамическим— от 35,3 до 70,6—100%.

Основные гидродинамические методы — это методы установив­шихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания и самопрослушивания скважин. Технология и методика их проведения подробно описаны в соответствующей литературе [5, 8]. Одна­ко геологическая интерпретация гидродинамических исследований слабо освещена в печати. Поэтому остановимся на ней более по­дробно.

Метод установившихся отборов заключается в том, что на каждом режиме эксплуатации скважины (при изменении диаметра штуцера) должны быть доведены до постоянной величины забойное давление р_заб и дебит нефти Q, которые постоянно фиксируются на каждом режиме. Для каждого режима рассчитывается де­прессия ∆р = р_пл — p_заб, затем в координатах ∆р, Q строится индикаторная кривая, по прямолинейному участку которой находится коэффициент продуктивности К.

Затем определяются фильтрационные характеристики ближайшей к скважине зоны пласта: проницаемость K_пр, гидропроводность K_прН/μ, проводимость K_прН, подвижность K_пр/μ, на основе формулы Дюпюи для установившегося радиального притока однородной жидкости:

K

(1.6)

_пр= ,

где K_пр — проницаемость коллектора, м²; К — коэффициент продуктивности, т/(сут∙МПа); µ — вязкость нефти в пластовых условиях мПа∙с; R — радиус дренирования скважины, см; r — приведенный радиус скважины, см; с — коэффициент, учитывающий несовершен­ство скважины по степени и характеру вскрытия; Н — эффектив­ная толщина пласта, см.

Следует заметить, что определяемый по индикаторным кривым коэффициент продуктивности скважин — весьма важный геологи­ческий параметр, который количественно характеризует условия фильтрации жидкости в той или иной скважине, еще недостаточно учитывается в нефтепромысловой практике. Коэффициент продук­тивности, как отмечает Д. Маскет, «является непосредственным критерием производительной способности нефтеносного пласта. Однако теоретически он представляет величину, зависящую от столь­ких факторов, что часто не представляется возможным дать коли­чественное объяснение специфических численных значений известными физическими параметрами, от которых он зависит. Ко­эффициент продуктивности представляет собой физически важный критерий эксплуатационной производительности пласта и отра­жает параметры теоретических формул в значительно большей степени, чем непосредственные измерения проницаемости на кер­нах. Коэффициент продуктивности является интегральной равнодействующей по большей массе пласта, в то время как керн пред­ставляет бесконечно малый образец породы, дренируемой через скважину. Однако коэффициент продуктивности усредняет данные притока по вертикали и по всей площади пласта»... [24, с. 186, 195].

Как показывает нефтепромысловая практика и опыт разработ­ки многопластовых нефтяных месторождений, среднее значение коэффициента продуктивности скважин K_совм, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т. е.

(1.7)

,

где К_совм — коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирую­щих несколько пластов совместно; K_i— среднее значение коэффи­циента продуктивности скважин, эксплуатирующих только 1-й пласт ( i= 1, 2, ..., n); n— число пластов, эксплуатируемых совместно в скважине.

Эти факты установлены на месторождениях Азербайджана, Краснодарского края, Куйбышевской, Пермской областей, Тата­рии, Башкирии, Западной Сибири, Коэффициент продуктивности в последние годы стал широко учитываться при расчетах добычи нефти в процессе проектирования разработки нефтяных месторож­дений Татарии, Башкирии, Западной Сибири.

Другая группа методов исследования скважин, основанная на теории неустановившейся фильтрации жидкости в залежи, позво­ляет определять параметры пласта без предварительного учета радиуса скважины, радиуса дренирования скважины и коэффи­циентов дополнительных фильтрационных сопротивлений. Эти ме­тоды предусматривают построение кривых восстановления давле­ния, которые обрабатываются по методикам, предложенным раз­личными исследователями. Обработка кривых восстановления (па­дения) давления позволяет определить проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, подвижность, проводимость удаленных зон пласта.

В промысловой практике наиболее часто для обработки КВД используется метод касательной, с помощью которого рассчиты­вают параметры пласта как при Р_пл > Р_нас, так и при Р_пл < Р_нас.

В первом случае на кривых восстановления давления, построен­ных в координатах ∆ρ и lgt вначале наблюдается резкое нарастание крутизны, а затем постепенный переход к прямолинейному участку. По углу наклона этой прямой находится величина i:

t

(1.8)

g i= ,

где ∆ρ₂ и ∆ρ₁ —значения депрессии на прямолинейном участке кривой;

lgt₂ и lgt₁- соответствующие значения логарифмов времени.

Коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле

k

(1.9)

_пр= ,

где Q — суточный дебит нефти в скважине до ее остановки, т/сут; μ — вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с; H — эффектив­ная толщина пласта, см.

Рис.1 Кривая восстановления давления при фильтрации в залежи двухфазной жидкости (скв. 54 Ярино-Каменоложского месторождения)

Затем на основании этой формулы вычисляется значение гидропроводности (ε =к_пр H/μ), подвижности (к_пр/μ), проводимости (к_пр Н), пьезопроводности ( ).

Рис. 1. Кривая восстановления давлений при фильтрации в залежи двухфазной жидкости (скв. 54 Ярино-Каменнолож-ского месторождения)

Во втором случае, когда Р_пл < Р_нас, в пласте наблю­дается сегрегация газа и на кривых восстановления дав­ления (КВД) отмечаются два прямолинейных участка (рис. 1). Первый участок с фиктивным уклоном соот­ветствует части залежи, где имеется двухфазная жид­кость (нефть и газ). Второй прямолинейный участок с «нормальным» уклоном соответствует удаленной зоне пласта, где имеется однофазная жидкость. Точка перегиба между этими участ­ками, как впервые отметил Ю. А. Балакиров, соответствует давле­нию насыщения в залежи. Обработка таких КВД и вычисление фильтрационных характеристик должны проводиться по второму прямолинейному участку. Если эта часть кривой снята некачест­венно, параметры вычисляют по первому участку, но с введением соответствующих поправок.

При гидропрослушивании выбираются две скважины — возму­щающая и реагирующая. В реагирующую скважину спускается глубинный дифференциальный манометр ДГМ-4, с помощью кото­рого улавливается импульс давления от возмущающей скважины. По результатам фиксации повышенного импульса давления строит­ся экспериментальная кривая, которая накладывается на теорети­ческую кривую и совмещается почти до полного совпадения обеих кривых. Затем с помощью палетки определяются фильтрационные параметры наиболее удаленных участков пласта: проницаемость, гидропроводность, проводимость, подвижность, пьезопроводность.

Отсутствие импульса в реагирующей скважине свидетельствует либо о наличии каких-то литологических экранов, либо о замеще­нии продуктивных пластов плотными глинистыми породами. Это позволяет применять метод гидропрослушивания для установле­ния гидродинамической связи: а) между нефтяной и законтурной, частями залежи; б) между отдельными участками залежи; в) между отдельными пропластками крупных нефтяных пластов или горизонтов.