Интерпретация результатов испытания слабопроницаемых и загрязненных коллекторов в процессе бурения

В соответствии с директивами ХХУ1 съезда КПСС в 1985″. году добыча нефти в СССР должна достичь уровня 625−640 млн. тонн и газа — 435 млрд. кубометров при одновременном существенном повышении эффективности капиталовложений. Одним из основных путей решения этой задачи является широкое применение трубных испытателей пластов, позволяющих в процессе бурения скважин обнаруживать в перспективных интервалах продуктивные объекты, исключить спуск колонны и исследование непродуктивных скважин. Получаемые при этом данные о пласте являются на современном этапе основой для оценки продуктивности скважины, площади, месторождения на стадии поисково-разведочного бурения. Они могут служить дополнительным, а в ряде случаев основным материалом для подсчета запасов и составления проекта разработки нефтяных и газовых месторождений.

Основная цель применения трубных испытателей пластов в поисковоразведочном бурении — получение пластового флюида и достоверной оценки промышленной значимости объекта, то есть не «пропустить» в перспективном интервале нефтегазоносный объект промышленного значения и оценить уже в процессе бурения скважины его потенциальные возможности. Надежность такой оценки обеспечивается достоверностью оценки характера насыщения, гидродинамических параметров пласта и состояния его призабойной зоны.

Большую роль в развитии и внедрении метода испытания скважин трубными испытателями пластов в процессе бурения, в разработке их новых типов и совершенствовании известных методик расчетов гидродинамических, параметров объектов сыграли Лошкарев К. И., Варламов П. С., Лапшин ПЛ., Портнов В. И., Рязанцев Н. Ф.,.

Репин С.С., Сухоносов Г. Д., Хамзин К. А., Шакиров А. Ф., Яса-шин A.M., Колокольцев В. А., Карнаухов М. Л., Требин Ф. А., Щербаков Г. В., Хорнер Д. Р. (Horner D.R.), Мак Кинли (Мс KinLey R.), Зак А. Ж. (1ак А.1), Гриффин P. (Griffin R.) и другие. Работы этих ученых широко используются в промысловой практике и приобретают все большеезначение.

В настоящеевремя, в основных нефтяных районах страны ежегодно выполняется около 5000 операций по испытанию перспективных на нефть и газ объектов в процессе бурения скважины. На основе получаемых данных существенно сокращаются сроки строительства скважин и расход колонн на непродуктивные скважины. Так, по объединению «Нижневолжскнефть», средняя продолжительность строительства скважин в 1978;1980 гг. сокращена почти в 1,5 раза против 1975 г. (362,7 суток против 507 суток) в основном только за счет освоения и внедрения метода испытания скважин в процессе бурения. Непосредственно испытание скважин сокращено^ в среднем до 31,6' суток (1979 г.) против 122,3 суток (1975 г.). Ежегодная экономия от внедрения трубных испытателей пластов составляет около 4 млн руб. Объединением впервые за все годы работы не имело на 01.01.80 г. ни одной незавершенной испытанием поисковоразведочной скважины. Отдельные УБР уже ряд лет 100% объема работ по испытанию поисково-разведочных скважиа выполняют трубным испытателем пластов. По отрасли этот объем несколько превышает 50%.

Вместе с тем достаточно надежными испытаниями являются лишь те, по которым получены заведомо промышленные притоки углеводородов [4]. Для пластов, дающих при испытании непромышленные притоки и замедленные кривые восстановления давления, существующие методы интерпретации оказываются малоэффективными при определении дебита (погрешность определения составляет сотни процентов), гидродинамических характеристик пласта, оценки состояния его прискважинной зоны [24, 37] и не исключен ни пропуск продуктивных пластов, ни спуск колонн и исследование: непродуктивных скважин. Еще достаточно велико число объектов, по которым в процессе бурения не получают надежной информации. По Нижнему Поволжью число объектов с ненадежной оценкой параметров составляет более 50% (табл. I. I).

Следует иметь в виду, что отсутствие притока при испытании перспективного объекта в процессе бурения может быть обусловленокак низкой естественной проницаемостью коллектора, так и значительным (вплоть до потери гидродинамической связи пласта со скважиной) снижением проницаемости прискважинной зоны в результате различных физико-химических процессов.

Данная работа выполнена с целью обеспечения надежного выделения промышленных коллекторов среди объектов низкой активности проявления на основе обобщения и совершенствования известных и разработки новых методов оценки дебита, гидродинамических характеристик пласта, изменения проницаемости и размеров прискважинной зоны.

В результате выполненных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований автором усовершенствован ряд известных и разработаны новые методы и приемы оценки параметров пласта и прискважинной зоны, установлен ряд новых зависимостей, основные из которых выносятся на защиту:

— методы и приемы расчета размеров и параметров прискважинной зоны пласта с учетом влияющих факторов, изменения давления в замкнутом подпакерном объеме скважины в период восстановления давления, определения пьезопроводности пласта по кривой восстановления давления, связи величины депрессии, затрачиваемой на зоне загрязнения, с параметрами этой зоны;

Таблица I.I.

Объем и результаты испытания поисково-разведочных скважин трубными испытателями пластов экспедицией треста «Волгограднефтегеофизика» за 1974;80 гг. годы.

Наименование показателей *-: 1974: 1975: 1976: 1977: 1978: 1979: 1980.

Общее количество операций 329 419 329 348 377 466 435.

Максимальная глубина испытаний 5606 5620 5352 5479 5550 5645 5423.

Средняя глубина испытаний 3435 3493 3233 3228 3072 2991 3007.

Испытывалось всего объектов: 223 231 241 258 298 365 387 из них испытано с надежной оценкой параметров 98 96 ИЗ 114 149 148 160 с вероятной оценкой параметров 125 135 128 144 149 217 227 с однозначным заключением 181 206 157 185 224 253 2Э7 промышленный приток углеводородов 10 25 15 34 19 77 21 приток пластовой воды 52 73 74 46 108 117 156 непромышленные нефте-газопроявления 64 25 71 64 35 26 39 приток Флюида не регистрируется, КВД неполная или замедленная {" сухие") 97 108 81 114 136 145 148.

— зависимость продолжительности прямолинейного участка графика давления от физических характеристик прискважинной зоны, скважины и находящейся в них жидкости;

— зависимость продолжительности послеприточного эффекта от влияющих факторов;

— метод определения дебита жидкости по кривой восстановления давления;

— метод качественной оценки состояния прискважинной зоны пласта по данным многоцикловых испытаний.

Результаты исследований внедрены в виде методик, пособий [27, 28, и67, 71] и руководств (приложение I) при интерпретации данных испытания скважин в трестах «Волгограднефтегеофизика», «Белоруснефтегеофизика», «Саратовнефтегеофизика», «Мангышлакнеф-тегеофизика» и в других нефтяных районах. Экономическая эффективность от внедрения разработок в объединении «Нижневолжскнефть» составила в 1978 году 206 тыс. руб., в 1979 г. — 316 тыс. руб., в 1980 г. — 176 тыс. руб.

По содержанию диссертации опубликовано 13 статей в различных периодических изданиях.

Основные результаты диссертационной работы были доложены:

— на Всесоюзном сеыинаре на ВДНХ по проблеме испытания скважин в процессе бурения, Москва, 1978 г. ;

— на Всесоюзном семинаре по проблеме испытания скважин многоцикловым испытательным оборудованием, г. Туапсе, 1981 г. ;

— на заседаниях секции Ученого совета СевКавНИПИнефть, г. Грозный, 1977;1980 гг. ;

— на заседаниях секции Ученого совета ВНИИНПГ, г. Уфа, 1978, 1980 гг.;

— на совещании по проблеме «Новые поисковые методы и результаты их применения в Волгоградской области», г. Волгоград? 1977'г.;

— на семинаре по современным взглядам на теорию и практику вскрытия потенциально продуктивных (на нефть и газ) пластов применительно к месторождениям и разведочным площадям Нижнего Поволжья, г. Волгоград, 1978 г. ;

— на секциях Ученого совета «ВолгоградйИПИнефть», 1977, 1979, 1981 гг. ;

— экспонировались на тематической Выставке Достижений Народного Хозяйства СССР, хМосква, 1981 г.

Автор надеется, что использование результатов данной работы в промысловой практике будет содействовать дальнейшему повышению геологической и экономической эффективности поисково-разведочного: бурения и выносит искреннюю благодарность научному консультанту, кандидату технических наук Сухоносову Г. Д. за оказанную помощь в постановке и решении теоретических и практических задач, представленных в диссертации.

I. КРИТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАБОТ В ОБЛАСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ТРУБНЫМИ ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ.

I.I. Анализ промысловой практики работ по испытанию поисково-разведочных скважин и задачи в области интерпретации результатов испытаний (на примере объединения «Нижне-волжскнефть»).

Известные в Волгоградском Поволжье, месторождения нефти и газа приурочены как к известнякам нижнебашкирского и турнейского ярусов, так и к песчаникам и алевролитам мелекесского, верейско-roi, бобриковского и тульского горизонтов. Коллекторские свойства карбонатных и терригенных отложений каменноугольной системы сравнительно хорошо изучены и испытания объектов с помощью испытателей пластов ограничены.

Основной объем испытаний разведочных скважин в процессе бурения относится к образованиям девонской системы, залегающим на глубинах 3500−5500 м. Вторичные процессы оказали отрицательное влияние на формирование коллекторов этой системы, превратив их в породы разного характера емкости и проводимости. Поэтому в присутствие этих условиях отмечается, наряду с поровым, ттрещинного типа коллекторов, а также пород неколлекторов.

Песчано-глинисто-аргиллитовые осадки терригенного девона содержат промышленные залежи нефти и газа в коллекторах воробьев-ского, старооскольского и пашийского горизонтов, характеризующихся исключительно большой литологической изменчивостью и неоднородностью. Коллекторские свойства их по разрезу и площади" непостоянны: пористость по керну меняется от 2−3 до 15−20%, проницаемость — от 0,001 до 1,0 пм^.

Для большинства пластов-песчаников характерны ограниченные емкости. Песчаники залегают среди пород как высоких, так и низких сопротивлений, что затрудняет оценку их насыщения промыслово-геофизическими методами.

Коллекторы девонской системы приурочены к глинисто-карбонатным отложениям задонско-елецкога, евлановско-ливенского, capгаевского и мосоловского горизонтов. Пористость их по керну меняется от 1−2 до 5−8% (реже 15−20%), проницаемость в основном меньше 0,001 nw? и редко достигает 0,05 пм^.

При испытании поисково-разведочных скважин в процессе бурения используются стандартная техника и технология работ, достаточно подробно изложенная в технических инструкциях [17, 22, 78, 47, 68] и публикациях [41, 55, 56, 59, 83 ] .

В настоящее время для расширения объема и повышения надежности информации об объекте широко практикуются одно-, двухи многоцикловые испытания на базе применения отечественных и зарубежных трубных испытателей пластов.

Режимные параметры испытания выбираются в соответствии с действующими техническими инструкциями. Так, планируемая начальная депрессия колеблется от 3 до 40 МПа, продолжительность испытания (пребывание испытателя пластов на забое) колеблется от одного до трех-пяти часов в открытом стволе скважины в зависимости от состояния скважины и гидродинамических характеристик объекта и до шести-восьми часов — в обсадной колонне. Обработка результатов испытаний выполняется в основном методом Хорнера Д. Р. [21, 91]. Типовая развернутая диаграмма изменения забойного давления («за-фильтровый» манометр), получаемая при испытании проницаемого интервала, и ее полулогарфмический график (график Хоряера Д.Р.) показаны на рис. 1.1. При обработке данных определяют следующие гидродинамические параметры: начальное пластовое давление, коэффициент гидропроводности удаленной зоны пласта, состояние прискважинной зоны пласта и ее радиус, радиус дренирования пласта, фактический и потенциальный коэффициенты продуктивности и характер насыщения.

Объем и основные результаты испытания поисково-разведочных скважин пластоиспытателем, выполняемых производственной экспедицией треста «Волгограднефтегеофизика», приведены в табл.1,1. Так, в Нижнем Поволжье испытывают в среднем 85% всех объектов в лоис-ково-разведочных скважинах. В общем объеме испытаний нефтегазо-насыщенные объекты составляют около 28%, а промышленные (обеспечивающиепромышленные притоки углеводородов) только 10,8 Обращает на себя внимание высокий процент объектов с непромышленным нефтегазопроявлением (17,6%) и объектов низкой активности проявления с неустановленным (по этой причине) насыщением.

Статистическая обработка результатов испытаний объектов с промышленными притоками (по дебиту) и интерпретируемой диаграммой давлений показывает, что основные параметры достаточно точно определяются обычным методом Хорнера Д. Р. Продолжительность притока в три-пять часов позволяет отбирать до нескольких кубометров пластового флюида и иметь интерпретируемую диаграмму давления. Погрешность определения пластового давления при этом незначительно превышает погрешность регистрирующего манометра [4]. Погрешность определения дебита при наличии столба притока, измеряемого сотнями погонных метров, обычно не превышает 30% [24]. Коэффициенты гидропроводности, проницаемости, продуктивности также имеют удовлетворительную для промысловой практики точность Ell]. Как правило, эти объекты имеют хорошую количественную и.

Рис. I.I. Типовые диаграмма (а) и график (б) изменения давления при испытании скважин трубным испытателем пластов. 1,7 — соответственно, спуск и подъем инструмента- 2 — открытие впускного, клапана- 3 — приток- 4,5 — кривые давлений первого и второго цикловб — открытие уравнительного клапанаТ — время притокаt- текущее время восстановления давленияР — начальное пластовое давлениеi — тангенс угла наклона графика^давлений. качественную сопоставимость и с данными геофизических и промысловых [4] методов исследований скважин.

При испытании объектов с небольшими дебитами надежность результатов испытаний оказывается намного ниже и во многих случаях уже не удовлетворяет промысловую практику. Такие объекты составляют примерно 41% от общего объема (2003 объекта) испытанных в 1974;80 гг. объектов (см. табл., I.I.).

Для условий Волгоградского Поволжья пласт (объект) считается имеющим промышленное значение, если при свободном фонтанировании он может обеспечить дебит нефти не менее I м3/сут. Нетрудно рассчитать, что для разных глубин объекты с гидропроводностью примерно 5 ом3/(МПа.с)х при глубине залегания 1000 м и I см3/ (Ula.g) при глубине залегания 5000 м уже могут обеспечить свободного фонтанирование: на уровне промышленного.

Для сравнения, в США [51] «малодебитными» скважинами считаются те, которые могут обеспечить при средних глубинах следующие дебиты нефти: до 600 м — 1,6 м3/сут. — от 600 до 1200 м -3,2 м3/сутот 1200 до 1800 м — 4,0 м3/сут — от Г800 до 2400 м -4,В м3/сут — 2400 и более — 5,6 м3/сут.

Как показано выше, основная часть перспективных отложений имеет значения проницаемости и гидропроводности, а следовательно и дебиты, близкие к приведенным. Поэтому могут иметь место случаи спуска колона в непродуктивные скважины и не исключаются пропуски продуктивных пластов. К примеру, по объединению «Нижневолжск-нефть» ' в 1975;80 гг. ежегодно ликвидировалось 10−12 непродуктивных скважин со спущенными колоннами. При этом, примерно в половине из них исследовались непромышленные нефтяные объекты.

Примечание: х I см3/ (МПа.с) =0,1 д. см/сП.

Как указывалось выше, принципиальное значение имеет надежность оценки изменения проницаемости прискважинной зоны, так как эта оценка позволяет не пропустить промышленные (по проницаемости) пласты с загрязненной зоной. Общеизвестна. возможность существенного снижения проницаемости прискважинной зоны пласта за счет влияния условий его вскрытия и прежде всего — влияния горного давления, фильтрата бурового раствора и твердой фазы[1, 9, 12, 23, 35, 3S, 58] .

Промысловые исследования показывают, что чем ниже начальная проницаемость коллекторов, тем больше она снижается под влиянием промывочной жидкости [9]. Анализ испытаний объектов низкой активности проявления (до 20 м3/сут) показал, что 17% (341 объект) их статистической совокупности имеют пониженные значения коэффициента состояния прискважинной зоны пласта (КС) и скин-эффекта (S). При стандартном подходе такие объекты следует считать имеющими повышенную проницаемость прискважинной зоны, что противоречит общим представлениям теории и промысловой практики. Исследованиями установлено [30, 31, 42, 43, 44, 45, 56], что эти противоречия — прежде всего результат влияния режимных параметров испытания, послеприточного эффекта и других факторов, которые при интерпретации не всегда учитываются. В результате по данным испытания объектов в процессе бурения можно ошибочно оценить продуктивный пласт с глубокой зоной пониженной проницаемости, как пласт низкопроницаемый (непромышленный) с чистой прискважинной зоной, т. е. пропустить промышленный объект. При выполнении экспериментов и анализе результатов промысловых испытаний нами установлены факты таких пропусков. Примером подобной ошибки может служить интерпретация результатов испытания скв. 190 Кудиновской. При испытании воробьевских песчаников (продуктивных) в интервале 3003−3115 м за 64 мин. притока и средней депрессии 12,4 МПа получено 0,24 м³ глинистого раствора с пленкой нефти. По диаграммам давлений (рисД.2) прискважинная зона пласта оценена как имеющая повышенную проницаемость (КС = 0,2), пластовое давление S3 МПа, а коллектор — слабопроницаемый, насыщен нефтью. После спуска эксплуатационной колонны, перфорации интервалов 3048—3051 м, 3056−3060 м и обработки скважины получен фонтан нефти с дебитом около 60 м3/сут, пластовое давление 30,7 МПа. Фонтан получен лишь только после того, как пласт «отдал» большое количество смеси раствора и фильтрата с нефтью. В данном случае проницаемость прискважинной зоны вероятно была снижена проникновением фильтрата раствора и твердой фазы в пласт, взаимодействием с породой, нефтью и рядом других причин.

Промыслово-геофизические методы оценки интервалов низкой проницаемости также малоэффективны. При интерпретации геофизических материалов по глубокопогруженным карбонатным, а часто и терригенным породам низкой проницаемости возникают специфические трудности по оценке коллекторских свойств, характера насыщения. Это связано с уплотнением пород, глубокой инфильтрацией пресного раствора, повышенной глинистостью.

Основным, и часто единственным источником информации об объекте в этих случаях являются результаты исследования его испытателем пластов [38], а именно — кривая восстановления, давления. По этим объектам наиболее часты противоречивые результаты оценок по геофизическим данным и полученным при испытании в процессе бурения. Такое положение является типичным для большинства нефтегазоразведочяых районов отрасли.

В качестве примера ниже приводится сопоставление результатов исследований 72-х карбонатных и 40 терригенных пластов низкой (Д0! 5 м3/сут) активности проявления (табл.1.2. <�•). Наблюдается явное противоречиерезультатов исследования объектов. Так, из 51.

Рис. 1.2. Диаграмма (а) и график (б) изменения забойного давления при испытании скв. 190 Кудиновской в интервале 3003−3115 м.

Таблица 1.2.

Сопоставление результатов испытания низкодебитных (до 5 м3/сут) объектов трубными испытателями пластов и исследований геофизическими методами.

Общее количество объектов • Коллектор по геофизике выделяется коллектор по геофизике не выделяется.

Возраст количес тво испытаний от общего количества: испытаний :приток: .'получен: • • • • • • • • • • приток '.количес- '.% от общего: приток не: тво количества: получен получен: испытаний:испытаний: • • • • • • • • ¦ '.приток — не: получен • • •.

Терригенный девон 40 30 75 22 8 Ю 25 6 4.

Карбонатный девон 72 21 29 12 9 51 71 28 23 в том числе: задонско-елецкий горизонт 16 б 38 4 2 10 62 5 5 средне-франский иодъярус 28 4 15 3 I 24 85 II 13 мосоловский и морсовский горизонты 28 II 39 5 6 17 61 12 5.

Всего: 112 51 46 34 17 61 54 34 27 выделенного по ГИС объекта получены промышленные притоки (по дебиту) лишь в 34. И наоборот, из 61 не выделенного в интервале испытания объекта также получены притоки из 34. Нельзя с достаточной определенностью сказать, что там, где по геофизическим данным коллектор выделяется, промышленный приток при работе с пластоиспытателем не получен в результате загрязнения, или из-за отсутствия коллектора.

Из изложенного следует:

— испытания объектов с помощью трубных испытателей пластов в Нижнем Поволжье' нашли достаточно широкое применение на всех глубинах поисково-разведочного бурения. Работы выполняются с соблюдением технических и технологических требований к проведению испытаний, а интерпретация результатов проводится с использованием геолого-геофизических и других данных;

— более половины объема испытаний — объекты низкой активности проявления с притоками минимального промышленного' или непромышлеиного дебита, по кторым необходим, строгий учет всех влияющих факторов при определении гидродинамических параметров;

— применение известных методик интерпретации результатов испытания объектов низкой активности проявления в сложных геологических условиях приводит к пропускам продуктивных пластов и расходу эксплуатационных колонн, на непродуктивные скважины;

— необходима разработка методов более точного определения дебита притока, оценки параметров пласта, изменения проницаемости и размеров прискважинной зоны для объектов низкой активности проявления.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

I. На основе всестороннего анализа результатов испытания об" ектов в процессе бурения скважин, экспериментальных и теоретических исследований установлено, что все известные методы интерпретации диаграмм давлений, получаемых при испытании слабопроницаемых и загрязненных коллекторов, в большинстве случаев не дают надежного представления о фильтрационных и емкостных характеристиках об" ек-тов. Это приводит к пропуску продуктивных об" ектов. Погрешность определения гидродинамических параметров пласта и прискважинной зоны существенно зависит от продолжительности притока, радиуса дренирования пласта, подпакерного об" ема скважины, дебита, параметров зоны загрязнения.

2.Разработан и широко применяется в промысловой практике метод определения дебита жцдкости по кривым восстановления забойного давления, что позволяет значительно сократить число неоднозначных и повторных испытаний и дать (дополнительно) количественную оценку по многим об" ектам.

3. На основе экспериментальных данных разработан эксперссметод оценки гидродинамических параметров пласта и состояния прискважинной зоны с учетом влияния послеприточного эффекта и времени дренирования. Получена эмпирическая зависимость длительности влияния послеприточного эффекта от названных факторов.

4. Впервые теоретически и экспериментально исследована связь продолжительности прямолинейного участка графика давления, характеризующего прискважинную зону пласта, с параметрами пласта, прискважинной зоны и скважины. Определены граничные условия, при которых возможен расчет параметров прискважинной зоны.

5. Усовершенствованы и развиты теория и практика оценки состояния, размеров и гидродинамических параметров прискважинной зоны пласта. Разработаны: метод качественной оценки состояния прискважинной зоны пласта по диаграммам давления многоцикловых испытанийэмпирические и теоретические формулы детального расчета параметров прискважинной зоны с учетом влияния большинства факторов.

Решена задача о восстановлении забойного давления при значительном снижении проницаемости пласта на стенке скважины.

6. Осуществлено внедрение разработанных методик и руководств по оценке параметров пласта и прискважинной зоны на разведочных площадях Нижнего Поволжья, Мангышлака, Белоруссии.

Экономический эффект от внедрения разработок, изложенных в диссертации, составит не менее 200 тыс. руб. в год.

7. Для практического применения рекомендаций, повышения надежности и расширения перечня параметров, определяемых в процессе бурения скважин, необходимо: проводить испытания двумя и более циклами с достаточно длительными периодами притока и восстановления давления основного цикла, чтобы получить полную диаграмму давлениясоздавать на пласт максимально возможные депрессии и применять глубинные приборы высокой точности и разрешающей способностипри интерпретации данных и выдаче заключений анализировать весь имеющийся материал (геофизический, геологический, керновый и др.) по обп-екту.