Исследование слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых коллекторов имеет большое значение для оценки параметров неоднородности и соотношения запасов в высоко- и низкопродуктивных пластах. Особое значение эта оценка приобретает при подсчете запасов нефти и газа. Если, например, запасы в блоках (матрице) трещиновато-пористого пласта можно подсчитать объемным способом, то при определении запасов в трещинах возникают затруднения. Применяемые в настоящее время методы оценки трещиноватости по керну (по шлифам не являются представительными хотя бы по тем соображениям, что керновый материал при извлечении на поверхность недостаточно отражает строение трещиновато-пористого пласта и главное параметры трещиноватости. Кроме того, представления о строении пласта по керну относятся только к точке проводки скважины, и не всегда получаемые при этом характеристики можно распространить на весь пласт. Последний недостаток присущ также и другим методам оценки строения пласта, например геофизическим, фотографирования и телесъемки.

Практический интерес представляет метод, который позволил бы получить интегральную в зоне дренирования характеристику неоднородности пласта по разрезу и определить параметры подсчета запасов. Перспективными в этом отношении могут быть методы, основанные на наблюдениях процессов фильтрации в пласте. К числу их можно отнести гидродинамические методы исследования. Ниже приведем обоснование методики оценки неоднородности пласта и определения параметров для подсчета запасов по данным исследования скважин по наблюдениям нестационарной фильтрации - метод восстановления давления в скважине и метод гидропрослушивания. В работе [1] для изучения нестационарной фильтрации в трещиновато-пористом пласте была предложена модель двухслойного пласта ( рис. 1 , а). Таким образом, как показано в работах [1, 2], хорошо моделируется не только трещиновато-пористый, но и слоисто-неоднородный по разрезу пласт.

Пласт I моделирует трещины, а пласт II - матрицу. Приток жидкости в скважину осуществляется по трещинам (пласт I). Матрица (пласт II) питает трещины в зоне их контакта. Горизонтальная фильтрация в матрице пренебрегается. В трещиновато-пористом пласте, как правило, гидропроводность трещин во много раз превышает гидропроводность матрицы. В этом случае будет соблюдаться условие

где - соответственно проницаемость и мощность первого и второго пластов.

Изменение давления в произвольной точке пласта при произвольном изменении дебита скважины имеет вид [1]

где- изображения, по Лапласу, функций давления и дебита;

 - функции Бесселя, а параметр определяется формулой

где К₁ - модуль упругости первого пласта (трещин).

Для условий гидропрослушивания, когда R - расстояние между скважинами много больше r_с - радиуса скважины, формулу (2), описывающую изменение изображения давления p(R, t₀) в реагирующей скважине при произвольном изменении дебита возмущающей скважины F(t₀), можно представить [2]

Теоретические исследования и практические примеры показывают, что кривые гидропрослушивания в координатах в трещиновато-пористом или слоисто-неоднородном пласте имеют вид, показанный на рис. 2 , б. Эти кривые нельзя аппроксимировать прямой во всем диапазоне исследования. Как известно [1, 2], аппроксимация начальных участков преобразованных кривых гидропрослушивания прямыми позволяет определить пьезопроводность высокопродуктивного пропластка в слоистом пласте или пьезопроводность трещин в трещиновато-пористом пласте c₁. Аппроксимация конечных участков позволяет установить приведенную пьезопроводность c_пр.

Максимальное значение l_max соответствует большим значениям параметра t₀ и согласно формуле (3) определяется выражением

Нетрудно видеть, что b в формуле (6) есть отношение упругоемкостей второго и первого пластов в двухслойной модели, или отношение упругоемкости блоков (матрицы) к упругоемкости трещин в трещиновато-пористом пласте. Тогда из уравнений (5) и (6) можно найти

Для определения b по формуле (7) необходимо знать c₁ и c_пр. В работе [1] показано, что пьезопроводность, определяемая по каждому участку преобразованной кривой гидропрослушивания, будет изменяться от максимального значения c₁, соответствующего пьезопроводности трещин в трещиновато-пористом или пьезопроводности лучшего пласта в слоисто-неоднородном пласте, до приведенной пьезопроводности c_пр, как показано на рис. 1 , б. Остановимся на возможностях практического применения метода гидропрослушивания для оценки запасов. Выше отмечались значительные трудности, возникающие при подсчете запасов в трещинах трещиновато-пористого коллектора. Не меньшее практическое значение имеет также оценка участия матрицы в фильтрации, т.е. можно ли матрицу трещиноватого пласта считать эффективной для разработки?

Если определяемая пьезопроводность c_опр по кривой гидропрослушивания имеет вид, показанный на рис. 1 , б, то можно утверждать участие в процессе фильтрации матрицы в трещиновато-пористом пласте или худшего по коллекторским свойствам пласта в неоднородном пласте.

Укажем здесь на практическое применение изложенного подхода к определению параметров для подсчета запасов месторождений. Найдя по данным гидропрослушивания параметры c₁ и c_пр, по формуле (7) рассчитаем b, а затем по формуле (6) определим, например, удельные запасы в трещинах:

Здесь m₂h₂ - удельные запасы в матрице; К₁ и К₂ - соответственно модули упругости матрицы и трещин. Модуль упругости матрицы можно достаточно достоверно определить по лабораторным исследованиям, a K₁ для трещин принять равным Kж и тоже установить по лабораторным исследованиям. В газовых залежах можно положить

К₂=Рпл. (9)

Мы рассмотрели разрешающую способность методов обработки кривых гидропрослушивания. Аналогично можно разработать методику оценки неоднородности и определения параметров подсчета запасов по кривым восстановления давления. Однако эта методика способна давать несколько другие, отличные от фактических, параметры вследствие того, что в призабойной зоне в процессе бурения могут образовываться дополнительные трещины. Заметим, что оценку неоднородности и определения параметров для подсчета запасов в трещинах, если известны запасы в матрице, или в матрице, если известны запасы в трещинах, можно проводить по данным обработки кривых нестационарной фильтрации и другими методами обработки, например методами характерных точек, графоаналитическими и эталонных кривых [2].

Ниже рассмотрим приложение методики к результатам гидропрослушивания скважин Салымского нефтяного месторождения.

Особенности геологического строения месторождения рассмотрены в работах [4, 5, 6]. Нефть содержится в битуминозных глинистых породах баженовской свиты. По данным работы [5], порода-коллектор, названная баженитом, представляет собой микролинзовидное неравномерное переслаивание глинистых слойков с ОВ. Отмечаются плотные и рыхлые разности баженита. Предпочтение, как коллектору, отдается рыхлым баженитам. Такое представление о коллекторе хорошо согласуется с моделью слоисто-неоднородного пласта.

Согласно работе [4], продуктивной частью свиты являются трещиновато-пористые отложения.

Не отдавая особого предпочтения ни одной из этих схем, подчеркнем, что с позиций оценок, сделанных ниже, продуктивный пласт баженовской свиты можно охарактеризовать как резко неоднородный по своим фильтрационно-емкостным свойствам коллектор, хорошо согласующийся со схемой слоисто-неоднородной или порово-трещинной среды.

Опыт исследования скважин методом гидропрослушивания показывает, что наибольшую трудность представляет получение достоверного начального участка кривой реагирования. Достоверность получения начального участка кривой реагирования зависит от технологии исследования и чувствительности применяемой аппаратуры. Иногда из-за различных технических, технологических причин и естественных колебаний давления в пласте трудно выделить начало реагирования и характер начального участка кривой изменения давления в реагирующей скважине при исследовании обычным однократным импульсным методом. Перспективен в этом случае метод гармонических колебаний при разных во времени периодах колебания - метод высоко- и низкочастотного зондирования.

На рис. 2 , а приведена кривая изменения давления в реагирующей скв. 28 на пуск и остановку возмущающей скв. 27. Расстояние между скважинами 2700 м.

На рис. 2 , б в координатах lnf, 1/t приведены результаты обработки интегральным методом реакции скв. 28 на остановку скв. 27, а в координатах результаты обработки операционным метолом реакции скв. 28 на пуск скв. 27. Как видно из графиков, преобразованные кривые нельзя аппроксимировать прямыми во всем диапазоне исследования. Характерно, что при малых временах ( велико) преобразованные кривые имеют пологие наклоны к оси абсцисс, с увеличением времени исследования ( уменьшаются) угол наклона возрастает.

На рис. 3 , а приведены графики изменений пьезопроводности, вычисленных интегральным методом по разным во времени or начала наблюдения участкам кривых гидропрослушивания на пуск и остановку возмущаюшей скважины. Нетрудно видеть, что графики на рис. 3 , а по форме идентичны теоретическому распределению пьезопроводности, показанному на рис. 1, а. Следует заметить, что обработка кривых гидропрослушивания, полученных в сравнительно однородных пластах, дает постоянное значение пьезопроводности. Это обстоятельство позволяет нам утверждать, что продуктивный пласт баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения можно рассматривать как трещиновато-пористый или слоисто-неоднородный пласт. При этом, если принять схему трещиновато-пористого пласта, можно утверждать активность матрицы в разработке, а если принять схему двухслойного пласта - участие в разработке пласта с худшими коллекторскими свойствами.

Далее проведем оценку соотношения упругоемкостей по формуле (7). По графику рис. 3 , а довольно трудно достоверно оценить значения пьезопроводности, соответствующие начальным участкам кривых гидропрослушивания. Недостаточная достоверность определяемой пьезопроводности по начальным участкам кривых гидропрослушивания объясняется в первую очередь технологическими сложностями, связанными с недостаточной чувствительностью манометров, их погрешностями, а также наложением на кривые гидропрослушивания естественных “шумов” давления в пласте, обусловленных нестабильностью работы скважин, колебанием атмосферного давления, различными поверхностными нагрузками над месторождением и другими причинами.

Чтобы наиболее достоверно определить значения c₁ и c_пр, кривые распределения пьезопроводности, приведенные на рис. 3 , а, были проинтегрированы и показаны на рис. 3 , б. Кривые на рис. 3 , б можно довольно удовлетворительно аппроксимировать двумя прямолинейными участками. Отношение угла наклона к оси абсцисс первого прямолинейного участка к углу наклона второго участка есть отношение пьезопроводности c₁ к приведенной пьезопроводности c_пр. По графику, соответствующему реакции на пуск, это отношение составляет 5,3, по графику реакции на остановку - 5,15.

Хорошая сходимость показывает, что оценку соотношения упругоемкостей можно проводить как по данным реакции на пуск возмущающей скважины - падение давления в пласте, так и на остановку возмущающей скважины - рост давления в пласте.

Принимая соотношение по формуле (7) найдем:

Таким образом, если представить продуктивный пласт баженовской свиты Салымского месторождения в виде двух резко неоднородных по коллекторским свойствам (гидро- и пьезопроводности) разностей, получается, что второй, худший по коллекторским свойствам, пласт участвует в разработке, а упругоемкость его в 4,3 раза больше упругоемкости лучшего пласта, т. е. худший пласт питает лучший пласт, который, по существу, является флюидоподводящим к скважинам объемом. Если представить продуктивный пласт как трещиновато-пористый, то можно считать, что матрица участвует в разработке, а упругоемкость ее более чем в 4 раза превышает упругоемкость трещин.

Зная соотношение упругоемкостей b, можно, если известны запасы в матрице, определить запасы в трещинах для трещиновато-пористого пласта. При этом в качестве коэффициента упругоемкости трещин принимается упругоемкость жидкости. Для неоднородного пласта, который можно схематизировать двумя пластами по предложенной методике, определяется соотношение запасов по пластам. Коэффициенты упругоемкости b* по пластам могут быть рассчитаны, например, по формуле В.Н. Щелхачева:

где m, bж - соответственно вязкость и коэффициент объемной упругости жидкости: m, bс - пористость и коэффициент объемной упругости пласта.

Последние могут быть легко определены по лабораторным исследованиям керна и жидкости.

Укажем на практическую ценность таких исследований в процессе эксплуатации месторождений. Проводя подобные исследования, в процессе разработки месторождений можно по характеру изменения соотношения упругоемкостей судить о степени участия матрицы (худшего пласта) в процессе разработки, а соответственно выбирать способ воздействия и темп разработки месторождения.

1. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Влияние неоднородности пласта по напластованию на определение его параметров по данным наблюдения нестационарной фильтрации. Ежегодник ВНИИ. М., Недра, 1960.
2. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., Недра. 1973.
3. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат. 1949.
4. Дорофеева Т.В., Лебедев Б.А., Петрова Г.В. Особенности формирования коллекторских свойств баженовской свиты Салымского месторождения. - Геология нефти и газа, 1979, № 9. с. 20-23.
5. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа. - Геология нефти и газа.1979, № 10 , с. 26-29.
6. Халимов Э.М., Мелик-Пашаев В.С. О поисках промышленных скоплений нефти в баженовской свите. - Геология нефти и газа. 1980, № 6, с. 1-10.

1 - обработка кривой реагирования на пуск возмущающей скважины операционным методом; 2 - то же, на остановку возмущающей скважины интегральным методом