УДК 550.832
А. В. БУБЕЕВ, В. Г. ЖУВАГИН (ВНИИГИС), В. А. ИСЯКАЕВ, В. В. КИЕВСКИЙ (ВНИГИК|
Определение характера насыщенности пластов с помощью аппаратуры для гидродинамических исследований на кабеле
Методика определения проницаемости пород с помощью аппаратуры для гидродинамических исследований на кабеле основана на использовании особенностей притока фильтрата промывочной жидкости из зоны проникновения [2]. Учитывая небольшие объемы проб, она применима для пластов, где зона проникновения намного больше зоны отбора. Если эти зоны соразмерны, то при отборе проб в прискважинной части пласта фильтрат промывочного раствора будет замещаться пластовым флюидом и дебит отбора не будет постоянным. Последнее обусловлено разницей вязкости фильтрата и пластового флюида, а также изменением режима фильтрации в зоне отбора.
Рассмотрим последовательно варианты, которые могут встречаться при исследовании разведочных скважин, бурящихся на нефть и газ. Для упрощения задачи при качественном анализе приняты полусферическая геометрия притока к стоку скважинного прибора и поршневая модель вытеснения фильтрата промывочного раствора пластовым флюидом на границе раздела.
При изучении нефтеносного пласта установившуюся фильтрацию к стоку скважинного прибора можно разделить на две зоны: зону фильтрации фильтрата промывочного раствора, в которой приток описывается уравнением
и зону фильтрации нефти, в которой приток характеризуется уравнением
Где рс, рк- давления на стоке и на контуре питания, МПа; rс, rк - радиусы стока и контура питания, м; А - геометрический коэффициент реального стока скважинного прибора; r, p - соответственно радиус границы раздела (м) и давление на границе раздела, МПа; qф, qн- дебиты фильтрата и нефти, м3/с; К - проницаемость пласта, мкм2; mф, mн- абсолютные вязкости фильтрата и нефти, мПа-с. Складывая левые и правые, части уравнений (1) и (2) и учитывая соблюдение условия материального баланса qф= qн =q получаем уравнение притока к стоку скважинного прибора:
В процессе исследования точки, когда r->rс, уравнение (3) превратится в уравнение притока нефти:
Поэтому по мере отбора жидкости в зависимости от соотношения вязкостей фильтрата промывочного раствора и пластового флюида дебит будет увеличиваться при mф>mн и уменьшаться при mф<mн.
В случае газоносного пласта уравнения фильтрации будут следующие:
для зоны фильтрации фильтрата промывочного раствора
для зоны фильтрации газа в пластовых условиях:
Где qг- объемный расход газа, м3/с; mг - вязкость газа, мПа-с; рк-давление на контуре питания, МПа. Аналогично первому случаю получаем уравнение притока к стоку скважинного прибора:
При исследовании точки, когда r->rс, уравнение (4) превращается в уравнение движения газа:
Следовательно, по мере отбора жидкости из зоны проникновения дебит ее будет увеличиваться, поскольку mг<< mф и дебит газа пропорционален разности квадратов давления. В газоносном пласте перемещение границы раздела флюидов должно отразиться на дебите контрастнее, чем в нефтеносном. В реальных условиях в газоносном пласте с самого начала будет фильтроваться газ из остаточной газо- насыщенности, но фазовая проницаемость для него снизится из-за наличия фильтрата. Поскольку в процессе отбора фильтрат будет замещаться газом, увеличение дебита в процессе исследования сохранится.
При изучении водоносного пласта с остаточной газонасыщенностью в зоне депрессии происходят расширение газа и преимущественная его фильтрация.
Уравнения фильтрации следующие:
для зоны фильтрации газа из остаточной газонасыщенности вследствие расширения газа при падении давления
для зоны фильтрации пластовой воды
Где qв- дебит пластовой воды, м3/с; mв - абсолютная вязкость пластовой воды, мПа-с.
Аналогично получаем уравнение притока к стоку скважинного прибора:
При r->rс уравнение (5) запишем как уравнение притока пластовой воды:
Поэтому по мере отбора газа из зоны, где он расширяется, дебит будет уменьшаться, поскольку mв>>mг и разность квадратов давлений на границах заменяют разностью значений давления. Аналогичная ситуация будет при исследовании газоносных пластов с очень большой зоной проникновения. Эти две разновидности последнего варианта должны выделяться особенно контрастно по сравнению с предыдущими вариантами.
В водоносном пласте расход фильтрата будет постоянным, если предположить, что вязкости фильтрата промывочного раствора и пластовой воды одинаковы. Естественно, возможны незначительные отклонения в зависимости от соотношения вязкостей фильтрата и пластовой воды.
Поскольку в процессе одного исследования из данной точки отбираются пробы при трех разных депрессиях [1], на описываемом явлении может сказаться еще изменение режима фильтрации, поэтому в наиболее чистом виде эффект от движения границы раздела можно наблюдать при многократных исследованиях точки. При этом должны сравниваться дебиты, полученные при одинаковых перепадах давления.
Для подтверждения теоретических предпосылок были проведены скважинные экспериментальные работы с аппаратурой для гидродинамического изучения на кабеле в пластах с различной насыщенностью. Методика работ заключалась в выполнении многократных замеров аппаратурой АИПД- 7-10 или ГДК-1 без снятия прибора с данной точки и вычислении отношения дебитов при последующих исследованиях к начальному дебиту при равновеликих перепадах давления. Работы были проведены на месторождениях севера Тюменской области, Западной Якутии и Татарской АССР. В водоносных пластах пробы отбирались с глубины 1276,6 м из сеноманских песчаников скв. 7 Береговой и с глубин 1850 и 1851 м из девонских песчаников скв. 11065 Восточно-Лениногорской (рисунок, кривые 1-3). В нефтеносных пластах исследовались точка на глубине 1825,2 м в девонских песчаниках скв. 11065 Восточно-Лениногорской и точки на глубине 1897,6 и 1908,8 м в ботуобинском песчанике скв. 69 Среднеботуобинского месторождения (см. рисунок, кривые 4-6). В газоносном пласте изучались точки на глубинах 1261, 1259 и 1263 м в сеноманском песчанике скв. 7 Береговой (см. рисунок, кривые 7-9). В пласте с остаточной газонасыщенностью исследовалась точка на глубине 1900,4 м в ботуобинском песчанике скв. 50 Среднеботуобинского месторождения. Результаты скважинных экспериментальных работ полностью подтверждают теоретический анализ.
Объем отбираемого флюида остается постоянным при всех исследованиях, поэтому об изменении дебита можно судить по продолжительности заполнения пробоприемных камер аппаратуры при равновеликих депрессиях. Таким образом, этот фактор является признаком водоносности и обводненности пластов, увеличение времени заполнения - показателем нефтеносности, уменьшение - признаком газоносности. Резкий рост времени заполнения с последующей быстрой стабилизацией говорит об остаточной газонасыщенности пласта. Особенно перспективным представляется использование указанного метода для определения в пластах местонахождения контактов между пластовыми флюидами.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аппаратура для исследования притока и давления (АИПД-7-10) / В.Г. Жувагин, А.И. Фионов, П.А. Бродский и др. - ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз., 1978, № 8, с. 5-11.
2. Фионов А.И., Бубеев А.В., Бродский П.А. Оперативное определение проницаемости пород приборами на кабеле в условиях необсаженной скважины. - Прикладная геофизика. М., Недра, 1980, вып. 98, с. 191-193.
Поступила 11/Х 1983 г.
Рисунок График изменения отношений дебитов в ходе последующих исследований к начальному дебиту при равновеликих депрессиях в процессе многократных замеров в пластах с различной насыщенностью.
Пласты: а - водоносный, б - нефтеносный, в - газоносный, г - с остаточной газонасыщенностью