И.К. МАЙНАДАРОВ, X.ХАНКУЛИЕВ, М.ХАЛЫЛОВ (ТФ ВНИИгаза)

Пористость пород-коллекторов, по результатам лабораторных исследований керна, составляет 0,2–5 и очень редко доходит до 15–20 %. Поровая проницаемость пород в большинстве случаев отсутствует, редко достигая 1,7 ·10^-3 мкм². Преобладает трещинная проницаемость от 0,31 до 12,6·10^-3 мкм².

По результатам опробования карбонатные пласты в разрезе можно разделить на четыре категории: I – промышленный приток газа или воды, гидродинамическая связь с пластом сохранена; II – получены незначительные притоки газа или воды, повторным опробованием или применением методов интенсификации приток увеличен, гидродинамическая связь с пластом сохранена частично; III – очень слабый приток, и объект обычно относится к категории “сухих”, гидродинамическая связь с пластом сохранена незначительно; IV – приток отсутствует, объекты “сухие”, гидродинамическая связь с пластом отсутствует.

Пласты I категории характеризуются гранулярным типом коллекторов, где после первого вызова притока получен газ дебитом 300–400 тыс. м³/сут и более или значительный приток воды – 50–100 м³/сут.

Пласты II–III категорий представлены трещинными типами коллекторов. Результаты первичных и повторных, в том числе с интенсификацией, опробований этих пластов приводятся в таблице. Сухость объектов объясняется технологическими (трещинные коллекторы загрязнены в процессе бурения) или геологическими (отсутствие коллекторов) причинами.

Следует отметить, что установление характера насыщения пластов, отнесенных к III и IV категориям, является недостаточно надежным.

Трещинные типы коллекторов (II–IV категории) являются самыми восприимчивыми к отрицательному воздействию условий вскрытия, приводящих к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП).

Анализ результатов опробования показывает, что низкие дебиты, а также отсутствие притока флюида связаны в большей мере с несовершенством вскрытия скважин, вследствие чего не наблюдается гидродинамической связи между пластом и скважиной. Так, глубина пробиваемых каналов применяемыми кумулятивными перфораторами не превышает 0,25 м, в то время как радиус зоны проникновения бурового раствора, по материалам промысловой геофизики, изменяется от 0,34 до 0,8 м. Таким образом, перфорацией вскрывается та часть пласта, которая насыщена продуктами, проникшими в пласт в процессе бурения и цементажа скважины. Следовательно, при вызове притока в скважину поступает флюид из ПЗП, который увеличивает не только коэффициент водонасыщенности, но и, как результат этого процесса, фазовую проницаемость для воды, снижая последнюю до минимума для газа [1]. Интенсивность дренирования ПЗП определяется объемом извлеченных из пласта продуктов проникновения и пластового флюида. Для вышеописанного характерны результаты опробования пластов II и III категорий (см. таблицу). По результатам первичного опробования все пласты первоначально были отнесены к III категории и лишь затем “исправлены” на II. Лишь достаточное дренирование ПЗП повторением цикла опробования и применением методов интенсификации позволило увеличить приток пластового флюида. Большое количество пластов III категории остаются недоисследованными и “незаслуженно” отнесенными в разряд “сухих”. Эти пласты недостаточно дренированы, и пластовый флюид не “пробился” через зону проникновения бурового раствора, непроницаемого для газа.

Рассмотрим описанное на конкретных примерах (см. таблицу).

В скв. 1 Караулкуи три пласта, залегающие в интервале 3212–3163 м, дали приток газа дебитом 12,1 тыс. м³/сут после выхода 29,8 м³ жидкости. Первые порций жидкости плотностью 1,02–1,08 г/см³ представляли смесь фильтрата и бурового раствора без признаков газа. После выхода 8 м³ жидкости началось выделение газа дебитом 0,052 тыс. м³/сут. Неоднократным повторением цикла опробования после отбора из пласта еще 20 м³ жидкости дебит газа увеличился до 0,129 тыс. м³/сут. Три раза проведена СКО. После первой обработки дебит газа составил 1 тыс. м³/сут, после двух последующих увеличился до 12,1 тыс. м³/сут.

В скв. 4 Чартак из двух пластов, залегающих в интервале 3270–3254 м, через трое суток повторением вызова притока получен газ дебитом 20,5 тыс. м³/сут. За это время из пластов отобрано 6 м³ жидкости. Скважина пульсировала газом и жидкостью. Дебиты газа определялись на восстановившихся режимах.

В скв. 17 Фараб опробован интервал длиной 227 м. В декабре 1963 г. скважина начала давать воду и нефть с непостоянным дебитом 10–15 м³/сут. Для выяснения характера изменения притока из низкопродуктивных карбонатных отложений скважину отрабатывали в течение 3,5 лет. Через год в составе флюида появился газ и скважина постепенно перешла на фонтанирование газом, нефтью и водой. В мае 1967 г. дебит стабилизировался и составил: Q_г=40; Q_н=0,8 и Q_B=8,3 м³/сут.

В скв. 3 Караулкуи из трех пластов, залегающих на глубине 3088–3027 м, получен приток жидкости (смесь воды и раствора) в объеме 8,7 м³. Но ГДССП и С не достигло стадии поступления газа, хотя опробованный интервал гипсометрически выше, чем газоносный в скв. 1.

Перечисленные примеры свидетельствуют, что даже при дренировании пластов с отбором продуктов, загрязняющих ПЗП, в объеме 25–29 м³ не достигается полное ГДССП и С.

Подробные исследования проведены также в водоносной части разреза. В скв. Ходжамбас из четырех пластов, залегающих в интервале 3925–2896 м, получен приток пластовой воды дебитом 2,3 м³/сут, первые ее порции плотностью 1,06 г/см³ представляли смесь фильтрата раствора и пластовой воды.

В скв. 3 Западный Джурамерген три пласта, залегающие в интервале 3640–3452 м, опробованы открытым стволом. Первоначальный дебит после смены раствора на воду составил 1 м³/сут. После неоднократного снижения уровня в течение пяти суток дебит воды увеличился до 5,2 м³/сут с выделением газа дебитом 100–150 м³/сут. Объем отработанной жидкости до появления газа составил 18,6 м³. Появление газа свидетельствует о поступлении в скважину пластовой воды с растворенным газом.

Приведенные примеры позволяют анализировать степень ГДССП и С и характер насыщения пластов. Степень ГДССП и С зависит от темпа и характера дренированности его ПЗП (или от темпа отбора проникшего в пласт инфильтрата). Для характеристики этой зависимости введено понятие – удельный объем отобранной жидкости Q_ж/l, представляющий собой объем отобранной жидкости Q_ж, приходящийся на 1 м перфорированного интервала l.

Полное ГДССП и С, естественно, достигается при абсолютном очищении ПЗП от загрязняющих его продуктов. Значения Q_ж/l для газоносных пластов отражают степень ГДССП и С при неполностью очищенной ПЗП: скв. 1 Караулкуи (1,46 м³/м к началу работы пласта газом); скв. 3 Караулкуи (1,1 м³/м, пластовый флюид еще не начал фильтроваться через ПЗП); скв. 4 Чартак (2,3 м³/м, фильтрация пластового флюида через ПЗП восстановлена, но очищение ее продолжается).

Таким образом, для газонасыщенных объектов гидрогазодинамическая связь пласта и скважины восстанавливается при Q_ж/l >=2 м³/м.

Значения Q_ж/l для водонасыщенных пластов 0,58 и 0,69 м³/м (Ходжамбас, Западный Джурамерген), соответствующие поступлению пластовой воды, значительно ниже, чем для газоносных пластов и, по-видимому, отражают полное гидродинамическое совершенство водо-насыщенного пласта. Из описанного следует, что ПЗП низкопродуктивных карбонатных газонасыщенных отложений с трещинными коллекторами в процессе бурения загрязняются продуктами проникновения значительно больше, чем ПЗП водоносных пластов. Практически несжимаемость и низкая пьезопроводность вод приводит к образованию минимальной зоны проникновения, и поэтому для водонасыщенных объектов критическое значение Q_ж/l меньше, чем для газоносного, где из-за сжимаемости газа инфильтрат проникает в пласт глубже.

Разные величины Q_ж/l для газо- и водонасыщенных пластов позволяют определить их характер насыщения. Если в процессе опробования пласта величина Q_ж/l превышает 0,7, то пласт можно отнести к газоносным. Для достижения ГДССП и С этого пласта необходимо продолжать дренирование ПЗП или применять методы интенсификации притока.

1. Увеличение степени дренированности пласта позволяет достигнуть фильтрации пластового флюида через ПЗП и сократить количество пластов, отнесенных к III категории.

2. Величина Q_ж/l позволяет определить характер насыщенности пласта.

3. Для определения критических величин Q_ж/l необходимо провести детальные исследования пластов с различными типами трещинных коллекторов.

1. Голф-Рахт Т.Г. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов.– М.: Недра.– 1986.
2. Строение верхнеюрской карбонатной формации центральных областей Средней Азии / В.Д. Ильин, Н.Е. Безносов, Г.М. Беляков и др. // Труды ВНИГНИ.– 1976.– Вып. 164.– С. 128.
3. Шустер В.Л. Вещественный состав, строение и коллекторские свойства карбонатной толщи верхнеюрского возраста Восточной Туркмении в связи с их нефтегазоносностью.– Ашхабад: Изд. ТуркменНИИНТИ.– 1980.

The problems of relationship between the hydrodynamic perfection of carbonate formation and the drainage of the near-bottom hole zone of the bed are considered In carbonate formations containing fracture-type reservoirs, hydrodynamic relations are reflected only slightly Reservoir fluids are filtrated through the contaminated near-bottom hole zone The entry of reservoir fluids into the well is preceded by the recovery of large volumes of products contaminating this zone The character of bed saturation can be determined by the amount of the specific volume of drained liquid.

Результаты опробования пластов II и III категорий