Комплексными исследованиями [3] установлено, что в карбонатных и терригенных коллекторах УВ содержатся в трещинах и капиллярных каналах, соизмеримых с порами. При депрессиях до 3–5 МПа трещины испытывают подток из пор, что обеспечивает устойчивые дебиты и рациональную выработку залежей. В процессе дренирования разнопроницаемого коллектора происходит очистка призабойных зон пласта (ПЗП), показатели скин-эффекта (S) приобретают отрицательные значения и это приводит к улучшению проницаемости ПЗП (Kпзп), увеличению трещинной пористости (m_т), раскрытости трещин (b) и коэффициентов продуктивности (К). Поскольку S в общем виде характеризует снижение проницаемости ПЗП, то следовательно, и Kпзп, m_т, b, K=f(S). Динамика зависимостей аналогична, кривые имеют выпуклый к оси ординат характер (рис. 1,а).

Адекватная тенденция зависимости удельной и общей продуктивности от депрессии позволила заключить об идентичности ФЕС карбонатных и терригенных коллекторов [3]. Наиболее активное изменение геолого-промысловых параметров наблюдается до 5 МПа. Для анализа данного явления построена зависимость S=f(Dp), она выражается прямой линией (рис. 1, б) и пересекает ось абсцисс при депрессии 5 МПа. Если до данного значения S отрицательны, что характерно для трещинного коллектора, то с возрастанием перепада давлений положительны, т. е. при такой депрессии трещины смыкаются и в дальнейшем работают как поры. Выявленной закономерности (см. рис. 1, б) подчиняются все скважины месторождения Бештентяк, следовательно, благодаря трещинам карбонатная толща (девять продуктивных пачек) представляет единую гидродинамическую систему, а наличие обменных процессов при незначительных депрессиях свидетельствуют о равенстве балансовых запасов двух сред. Поскольку при депрессии 5 МПа К=15 м³/сут*МПа, m_т=0,2 %, Kпзп =0,03 мкм², b=15 мкм, то трещины с параметрами, меньшими указанных значений, соизмеримы с капиллярными каналами (порами). При депрессии 20 МПа их проницаемость снижается до 0,001 мкм², а S=24 [3].

Деформация трещин – следствие увеличенных отборов УВ. При подобной эксплуатации скважин подток из матрицы, проницаемость которой в 100–1000 раз меньше проницаемости трещин, не обеспечивает возросшую производительность последних, и коллектор работает как чисто трещинный. Этот период характеризуется значительными дебитами и резким падением пластового давления. Высокие темпы эксплуатации вызывают преждевременную обводненность скважин. Таким образом, неучет ФЕС предопределяет раздельный отбор УВ: в начальный короткий период из трещин, а в последующем из пор, подток из которых продолжается за счет возникшего перепада давлений. Основные извлекаемые запасы содержатся в трещинах [3].

Характер зависимостей параметров от показателя скин-эффекта и депрессии (см. рис. 1, а, б) позволил дифференцировать коллекторы по ФЕС (табл. 1).

Если обоснование первых трех разновидностей (П, ТП, ПТ) не вызывает сомнения, то определение параметров трещинного коллектора (Т) проведено на основании рис. 1, б. Так как при отсутствии депрессии S»–7, следовательно, трещины при данном значении раскрыты полностью, и поэтому нижняя граница трещинного коллектора оценивается при S= –7 (см. рис. 1,а).

Дифференциация по типу дренируемого коллектора возможна также по кривым накопленной добычи (SQн, SQг„ см. рис.1,в,г) и индикаторным диаграммам (рис. 1,д), поскольку SQ=f(K)=f(Q). Выпуклая форма кривых указывает на непосредственную связь с трещинной емкостью коллектора, S-образный (двухслойный или вогнутый) вид свидетельствует о подключении ее через систему трещин меньших размеров, в частности кривая 2 посредством ПТ, 3 – ТП, ПТ (см. рис. 1, д). Исходя из того, что производительность скважин зависит от проницаемости ПЗП [3], на практике при интерпретации индикаторных диаграмм (см. рис. 1, д) характеристику продуктивности конечных участков (заштрихованная зона) не принимают в расчет, а начальные участки в большинстве случаев усредняют, т. е. не учитывают ФЕС коллекторов. Если пойти по первому пути (пренебречь конечными участками кривых), то индикаторные диаграммы будут представлены двумя видами: выпуклые (1) и вогнутые (2,3) к оси дебитов.

При записи кривых восстановления давлений (КВД), особенно в процессе бурения испытателем пластов на трубах (ИПТ); в связи с незначительным временем притока и восстановления давления поры из-за низкой проницаемости не работают, и поэтому они по виду (см. рис. 1, е) идентичны индикаторным диаграммам: выпуклая 1 и вогнутые 2, 3. В случае двухслойной КВД (кривая 3) гидродинамическая связь трещин ПЗП (Т₁) с основной трещинной емкостью (Г) устанавливается посредством трещин меньших размеров (ПТ); следовательно проницаемость ПЗП ухудшена по сравнению с удаленной зоной пласта (УЗП) и поэтому данная КВД в общем виде – разновидность кривой 2, т. е. тоже вогнутая. Таким образом, характер индикаторных диаграмм и КВД свидетельствуют о проявлении ФЕС в основном трещинной емкости коллектора. Отбор УВ из пор (см. рис. 1, д) весьма незначителен.

Наличие двух сред требует дифференцированного подхода к оценке качества вскрытия и результатов испытаний. Особую значимость решение данных вопросов приобретает в исследуемом регионе (Средняя Азия), поскольку разрез представлен тонкими (1–2 м) чередующимися высоко- и низкопористыми пластами. Последние вследствие высокой проницаемости и репрессии характеризуются глубокой зоной проникновения промывочной жидкости (ПЖ), в связи с чем детальная интерпретация ГИС затруднена. На практике подобные интервалы оцениваются как поровые. Рассмотрим влияние ПЖ плотностью 1,52 г/см³ (репрессия около 35 %) и водоотдачей 7–8 см³/30 мин на ФЕС идентичных по литофизическим данным карбонатных коллекторов бухары (продуктивная пачка 9) в скв. 66, интервал 2017–2045 м и скв. 76, интервал 1966–2064 м месторождения Бештентяк.

В скв. 66 испытание проводилось по истечении 1 сут после вскрытия при депрессии 18,4 МПа, и получен приток нефти дебитом 13 м3/сут. Отношение уклонов начального (Dx'/Dy') и конечного (Dx/Dу) участков КВД (рис. 2, а) свидетельствует о снижении проницаемости (k/k') ПЗП, где k и k'– проницаемости УЗП и ПЗП соответственно. На дефект последней указывают положительные значения скин-эффекта и низкие дебиты. Широкий анализ позволил выявить, что искривление КВД (см. рис. 2, б) может быть вызвано также в случае установления гидродинамической связи с поровой емкостью коллектора, когда в результате низкой проницаемости объекта отмечается эффект “после притока”. В общем объеме испытаний их количество незначительно.

В скв. 76 испытание проводилось по истечении 15 сут после вскрытия при депрессии 15,8 МПа, в результате получен фильтрат с незначительным количеством нефти. Обратный уклон КВД (рис. 2, в) свидетельствует о том, что проницаемость УЗП меньше проницаемости ПЗП. Отрицательные величины скин-эффекта указывают на наличие в ПЗП трещин, которые за счет некачественного вскрытия утратили гидродинамическую связь с основной емкостью трещинного коллектора, т. е. УЗП, а за короткое время притока (в данном случае 62 мин) низкопроницаемые поры не могут восполнить вытесненный из трещин ПЗП объем флюида. Продуктивность данного объекта по ГИС не прогнозируется.

Прямолинейная зависимость КВД (рис. 2, г) свидетельствует о качественном (репрессии 6–9 %) вскрытии трещинных коллекторов месторождения Рохаты. Это позволило из карбонатных отложений юры (интервал 3557–3606 м, Кп=4,2–6,6 %) при депрессии 18,2 МПа получить приток газа дебитом 178 тыс. м³/сут. В то же время в интервалах, где снижена проницаемость УЗП (рис. 2, д), получен фильтрат ПЖ или слабый приток газа (интервал 3424–3472). Открытая пористость этих объектов до 6 %, а насыщение по ГИС также не установлено. Согласно графику распределения давлений (рис. 2, е) и плотности ПЖ 1,36–1,38 г/см³ репрессии при вскрытии отложений достигали 21 %. Время притока не превышало 70–90 мин.

Существование прямолинейной зависимости между трещинной пористостью m_т и коэффициентом рассеяния полной энергии акустического сигнала s позволяет выявить в разрезе интервалы трещинных коллекторов. При значениях s>0,2 Нп/м на месторождениях Бештентяк, Сульдузы, Ходжа-Сартис, Узунахор и разведочных площадях Северный Пушион, Саябек, Ханака, Северный Кичик-Уртабоз приток был получен в 94 % случаях.

На широкое развитие трещиноватости в терригенных коллекторах указывают гистерезисные петли на индикаторных диаграммах (рис. 3, а), идентичная динамика геолого-промысловых параметров и показателей разработки (см. рис. 1, в, г, д) и те же последствия при некачественном вскрытии. Так, репрессия в 28 % вызвала ухудшение проницаемости ПЗП (см. рис. 3, б), а при противодавлении 36 % (рис. 3, в) нарушилась гидродинамическая связь с УЗП. Отмечается также существенное снижение эффективности ГИС. В процессе бурения первых скважин на месторождении Северный Каракчикум – Ниязбек репрессии достигали 16–27 %. Детальные ГИС проведены с большим перерывом после вскрытия: на скв. 1 промежуточный БК выполнен через 2 мес, а окончательные замеры БКЗ, БК, МБК спустя 6 мес. Значительно выше (32–46 %) репрессии при проводке скважин на месторождении Маданият. Только длительным воздействием ПЖ можно объяснить неблагоприятные условия по выявлению характера насыщения коллекторов. Сопоставление оценки интервалов ГИС с результатами испытаний приведено в табл. 2.

Следует отметить, что вызов притоков осуществляется с большими трудностями и в течение длительного времени. Оценка качества вскрытия k/k'=fDp, В, по площадям и месторождениям Афгано-Таджикской и Ферганской впадин показала, что оптимальное сохранение коллекторских свойств обеспечивается при репрессии, не превышающей 8–9 %, и водоотдаче не более 3–4 см³/30 мин (рис. 4).

Анализ испытаний в открытом стволе с помощью ИПТ позволяет констатировать следующее. В интервалах, характеризующихся двухслойными КВД, получение значительных притоков не зависит от оптимального соотношения DP_депр/DP_репр>=3, как показал анализ работы скважин месторождения Бештентяк и других, создание значительных, но кратковременных депрессий не приводит к смыканию трещин. Исходя из того, что при депрессии менее 10 МПа происходит блокирование разреза проницаемого пласта фильтрационной коркой, получение притоков достигается депрессиями 10– 12 МПа.

В трещинных коллекторах со сниженной проницаемостью ПЗП согласно радиусу дефектной зоны рассчитывают дополнительную депрессию, обеспечивающую восстановление ухудшенных коллекторских свойств. На основании фактических и дополнительных депрессий установлено, что необходимые депрессии должны составлять 56–70 % от первоначальных пластовых давлений залежей. Близкое к этому заключение сделали К.Н. Доронкин и др. [2]: оптимальные депрессии для ликвидации дефекта ПЗП должны составлять 0,6–0,8 Pпл.

Вызов притока в интервалах со сниженной проницаемостью УЗП сопровождается падением давления от цикла к циклу вследствие изоляции активной энергии трещинной емкости и получения незначительного количества флюида или фильтрата ПЖ. Исходя из ФЕС коллекторов и качества вскрытия отсутствие или незначительность притоков объясняются запаздыванием из-за низкой проницаемости, подтока из пор в расформированную зону (трещины) ПЗП и кольматации трещинной емкости на значительном расстоянии от скважины (УЗП). Решающим фактором исключения пропуска подобных объектов служит увеличение продолжительности воздействия депрессии на пласт. По данным В. Ф. Калинина [1], длительность стояния на притоке должна составлять несколько суток.

В обсаженных скважинах при качественном вскрытии отложений вызов притоков осуществляется непосредственно после перфорации путем замены ПЖ на воду, а чаще с дополнительной аэрацией. Из всех видов установления гидродинамической связи с коллектором, характеризующимся двухслойными КВД, наиболее эффективна гидропескоструйная перфорация (ГПП). Причем успешность операций не зависит от величины репрессии. Последняя, видимо, не оказывает воздействия на основную трещинную емкость Т из-за связи ее с ПЗП (T₁) трещинами меньших размеров (ПТ, см. рис. 1, е), и поэтому при производстве ГПП, обладающей значительной разрешающей способностью, устанавливается связь с неизмененной частью коллектора. В последующем в результате дренирования происходит очистка трещин (ПТ); дебиты по этим скважинам увеличиваются [3].

В трещинных коллекторах со сниженной проницаемостью ПЗП после перфорации наиболее эффективны большеобъемные солянокислотные обработки (СКО). С их помощью проницаемость восстанавливается до первоначальной. Закачка в ПЗП 15 %-ной НСl в объемах 16–27 м³ обеспечила по скв. 1, 6, 7 и другим месторождениям Сульдузы притоки газа дебитом 250 тыс. м³/сут и конденсата до 288 м³/сут. Возбуждение притока достигалось методом переменных давлений или созданием депрессии до 27 МПа с помощью ИПТ без опоры на забой. До проведения СКО дебиты конденсата в большинстве интервалов составляли 24– 72 м³/сут.

При снижении проницаемости УЗП промышленные притока отсутствуют. Показателен в связи с изложенным опыт освоения скв. 2 Маданият. В процессе бурения при плотности ПЖ 1,43 г/см³ в пласте II (Kп=11,3 %) сумсарских отложений отмечалось нефтепроявление. Создание противодавления, на 34 % превышающего пластовое, и воздействие в течении месяца утяжеленной до 1,93 г/см³ ПЖ привело к снижению проницаемости УЗП. Несмотря на проведение комплекса мероприятий (перфорации ПКОТ-73, ГПП, СКО 15 %-ной НСl, торпедирования ТШТ-35, ПГД-БК-100) из всех перспективных интервалов (V, IV, II^a, II – пласты палеогена) получены незначительные притоки безводной нефти, дебит которых составил 1,2–1,9 м³/сут. Аналогичная ситуация отмечена при освоении скв. 5, 6 (см. табл. 2).

В то же время на скв. 1 при вскрытии пласта II ПЖ плотностью 1,42 г/см нефтепроявление не ликвидировано. После непосредственного пуска в эксплуатацию дебит по этой скважине через 3-миллиметровый штуцер составил 78 м³/сут. Исходя из того, что скв. 1 и 2 находятся на одном крыле структуры на расстоянии 1 км получение незначительных притоков на скв. 2 Маданият можно объяснить некачественным вскрытием и снижением проницаемости УЗП.

1. Карбонатные и терригенные коллекторы нефтяных и газовых месторождений идентичны по ФЕС и содержат УВ в трещинной и поровой средах.

2. Единство гидродинамической системы (трещин и пор) и существование обменных процессов определяют по геолого-промысловым параметрам и показателям разработки дифференциацию коллекторов на следующие типы: поровые, трещинно-поровые, порово-трещинные и трещинные.

3. В основной массе получение притоков связано с трещинной емкостью коллектора, содержащей основные извлекаемые запасы. Ее наличие характеризуется отрицательными величинами скин-эффекта и значением коэффициента затухания энергии s>0,2 Нп/м.

4. Гидродинамическая связь с поровой емкостью достигается сравнительно редко и в силу низкой, в 100–1000 раз меньше трещинной проницаемости отмечается действием эффекта “после притока”.

5. Применение промывочных жидкостей с репрессией более 8–9 % и водоотдачей более 3–4 см³/30 мин снижает проницаемость трещинной среды как в прискважинной, так и в удаленной зонах пласта.

6. Дефект прискважинной зоны устраняется в открытом стволе созданием ИПТ депрессий, составляющих 56–70 % от первоначальных пластовых давлений, а в обсаженных скважинах большеобъемными СКО в комплексе с методом переменных давлений или с помощью глубоких депрессий.

7. Ухудшение коллекторских свойств в удаленной зоне пласта снижает информативность ГИС, затрудняет получение промышленных притоков и в целом отрицательно влияет на оценку перспектив нефтегазоносности отдельных территорий.

1. Калинин В. Ф. Выбор продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении скважин // Нефтяное хозяйство.– 1990.– No 6.– С. 29–32.
2. Особенности технологии испытания объектов со сложно построенными коллекторами испытателем пластов на трубах / К.Н. Дорогами, А.А. Губайдуллин, Н.Г. Абдуллин, Р.И. Юсупов // Нефтяное хозяйство.– 1989.– № 5.– С. 23–27.
3. Попов И. П. Оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа. ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи.– 1990.– № 11.–С. 1–8.

ABSTRACT

This paper deals with the feasibility of the optimal test conditions of reservoirs (i. e., the optimal repressuring while drilling and differential pressure at well completion) of complicated structure in which both pore and fracture capacity plays an important role.

Примечание. Г – газ, К – конденсат, Н – нефть, В – вода.

а – зависимость коэффициента продуктивности от показателя скин-эффекта по скважинам месторождения Бештентяк; б – связь показателя скин-эффекта и депрессии по скважинам месторождения Бештентяк; в – динамика накопленной добычи нефти по месторождениям Афгано-Таджикской впадины: 1– Хаудаг, 2– Бештентяк. SQн – в усл. ед., коллектор карбонатный; г – динамика накопленной добычи газа по месторождению Локбатан (по Л. Ф. Дементьеву и др., 1981). SQг – в усл. ед., коллектор терригенный; д–индикаторные диаграммы по скважинам 3 (1), 13 (2), 21 (3) месторождения Бештентяк; е–кривые восстановления давления: 1–скв. 8 Бештентяк, интервал 2191–2221 м; 2 – скв. 2 Сульдузы, интервал 2485–2517 м; 3 – скв. 13 Бештентяк, интервал 1927–1962 м

а – скв. 66-Б, интервал 2017–2045 м; б – скв. 4-С, интервал 2387– 2446 м; I – по Д. Р. Хорнеру, II – с учетом “после притока”; в–скв. 76-Б, интервал 1966–2064 м; г–скв. 2-Р, интервал 2960–3012 м (I), 3089–3105 м (2), 3253–3300 м (3), 3557– 3606 м (4), 3666–3674 м (5); д – скв. 2-Р, 2900–2914 м (1), 3405–3402 м (2), 3424–3472 м (3), 3455–3548 м (4), е– скв. 2-Р; объекты: 1 – вскрытые с репрессией, 2 – вскрытые качественно

а–скв. 10-Н, интервал 3866–3873 м, пласт IX (1) скв. 13-Н, интервал 4235–4241 м, (пласт II (II); арабские цифры–диаметр штуцера, мм; б–скв. 21-Н, интервал 3598–3606 м, пласт IV; в–скв. 10-К интервал 2893–2901 м, пласт V

РИС. 4. ЗАВИСИМОСТЬ ПОКАЗАТЕЛЯ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ k/k' ОТ РЕПРЕССИИ DPp (A) И ВОДООТДАЧИ В (Б) ПО СКВАЖИНАМ АФГАНО-ТАДЖИКСКОЙ И ФЕРГАНСКОЙ ВПАДИН