УДК 550.853

Оценка дебита терригенных пластов по данным гидродинамического каротажа

П.А. БРОДСКИЙ, В.А. ИСЯКАЕВ (ВНИГИК)

Метод гидродинамического каротажа (ГДК), осуществляемый с помощью аппаратуры АИПД-7-10, ГДК-1, ОИПК-1, в настоящее время достаточно широко применяется для прямого определения профиля проницаемости пород и пластовых давлений в разрезе необсаженных нефтегазоразведочных скважин [3]. Его преимущество заключается в детальности изучения пласта и малой глубинности (А.И. Фионов и др., 1983 г.). Исследование притока методом ГДК при нескольких перепадах давления дает информацию о режиме фильтрации в призабойной зоне и позволяет оценивать коэффициент не только проницаемости, но и нелинейности фильтрации пород. В случае притока пластовых флюидов к скважине в процессе испытания значительная часть фильтрационного сопротивления определяется именно призабойной зоной, что повышает значимость изучения параметров для оценки потенциальных дебитов пласта [4]. Указанные факторы служат надежными теоретическими предпосылками для оценки дебитов скважин по данным ГДК.

Теоретические и экспериментальные исследования процесса отбора проб при нескольких депрессиях на пласт с помощью аппаратуры ГДК в различных геологических условиях показывают, что на этот процесс наряду с режимами фильтрации влияет ряд технологических и аппаратурных факторов. Анализ обширного фактического материала по ГДК позволяет выделить четыре типа индикаторных диаграмм - зависимостей дебита стока от перепада давления (рис. 1). Линейная фильтрация жидкости и газа (кривая 1) - наиболее простой тип зависимости. Она наблюдается при фильтрации флюидов в пластах с небольшими скоростями. Нелинейная фильтрация жидкости и газа (кривая 2) встречается в пластах с высокими скоростями притока к стоку аппаратуры. Такая же зависимость может быть получена при движении границы раздела пластовых флюидов в зоне проникновения газоносного пласта и при выносе твердых частиц из зоны кольматации в процессе отбора пробы. Тип зависимости, представленный кривой 3, встречается в тех случаях, когда движущийся в пласте флюид ведет себя как неньютоновская жидкость, т.е. обладает вязкопластическими свойствами и имеет напряжение сдвига (В.А. Исякаев, 1985 г.). Аналогичные по форме зависимости получаются при движении границы раздела пластовых флюидов в зоне проникновения нефтеносного пласта, при неустановившейся фильтрации жидкости и в пласте с остаточной газонасыщенностью. Тип зависимости, представленный кривой 4, соответствует пластам с начальным градиентом давления и является частным случаем фильтрации неньютоновской жидкости. Такая же по форме зависимость получается при исследовании пластов, обводненных в процессе разработки пресной водой. Теоретическая изученность процесса и методическая подготовленность позволяет определять гидродинамические параметры пласта при всех четырех типах зависимости дебита стока от перепада давления.

Методика оценки дебита пластов в скважинах по данным ГДК заключается в следующем. По результатам исследования пласта в определенном участке ствола скважины строилась индикаторная диаграмма и определялся тип зависимости в соответствии с методикой идентификации кривых (В.А. Исякаев, 1986 г.). По типу индикаторной кривой выбиралась формула для оценки эффективной проницаемости и проводились вычисления. В случае отсутствия зоны проникновения, а также при исследовании пласта по методу пробных откачек получают фазовую проницаемость для пластового флюида, которую используют без поправок при расчете дебита пласта. При наличии глубокой зоны проникновения по эффективной проницаемости, определенной по фильтрату, вычисляли абсолютную проницаемость на данном участке по соотношению относительных фазовых проницаемостей при фильтрации смеси вода-нефть или вода-газ. Остаточная нефтегазонасыщенность, необходимая для этих расчетов, оценивалась по керну. Затем находили фазовую проницаемость пластового флюида для нефтегазонасыщенности пласта, которую определяли по комплексу ГИС для удаленной зоны пласта. Вычисляли среднее значение фазовой проницаемости для пласта по всем точкам в соответствии с шагом исследования, среднее арифметическое значение для равномерного и среднее взвешенное - для неравномерного шага исследования. Определяли эффективную мощность по комплексу ГИС, затем рассчитывали дебиты нефте- и водоносного пластов при заданном перепаде давления. Для газоносного пласта оценивали абсолютно свободный дебит. Расчеты выполняли для совершенной по степени и характеру вскрытия скважины [1, 2].

Аппаратура ГДК позволяет исследовать за один спуск прибора в скважину до 25 участков. При детальности 0,2 м пласт толщиной 5 м на глубине 3000 м исследуется примерно за 3,5 ч. При толщине пласта 10 м требуется два спуска прибора в скважину и соответственно время около 7 ч. Таким образом, за 3,5-7 ч можно получить данные для оценки дебита объекта.

Результаты проведенных исследований по 44 нефте-, газо- и водоносным объектам месторождений Западной Сибири, Западной Якутии, Украины и Татарии приведены на рис. 2. Расчетные дебиты сравниваются с начальными фактическими, полученными в процессе испытания скважин без интенсификации притока. Для предварительного статистического анализа дебиты, определенные при испытании, принимались как абсолютно достоверные. Возможные расхождения между интервалами исследования и перфорации, несовершенство вскрытия, дополнительные техногенные изменения проницаемости призабойной зоны в период между проведением ГДК и испытаниями и другие факторы, влияющие на достоверность определения дебитов, не учитывались. Данные были подвергнуты статистической обработке: средняя арифметическая погрешность равна ±15,6 %, дисперсия погрешностей ±118 %, среднее квадратическое отклонение от средней арифметической погрешности ±10,9 %, коэффициент вариации ±69,6 %, вероятное отклонение от средней арифметической погрешности ±2,2 %. На рис. 3 показано распределение вероятности появления величины погрешности. Как видим, оно подчиняется нормальному закону, максимум приходится на интервал от 0 до 10 %. Однако вероятность появления больших погрешностей все же велика. Статистический анализ показал, что средняя величина ее удовлетворяет предъявляемым для производственных целей требованиям. О достаточной надежности получаемых результатов свидетельствует небольшой коэффициент вариации, а также малые средние квадратические и вероятностные отклонения от средней арифметической погрешности.

Проанализируем причины возникающих погрешностей. Пласт с гипотетическими эксплуатационными характеристиками до испытания разбуривают, цементируют обсадной колонной и перфорируют. Во время бурения происходит перенос мелких твердых частиц из ствола скважины в призабойную зону пласта. Могут происходить химические реакции между фильтратом промывочной жидкости и пластовыми флюидами или породой с выпадением осадков, набухание глинистых частиц под воздействием пресного фильтрата. Твердые частицы могут образовываться в самом пласте в результате изменения минерализации механического воздействия фильтрата на скелет пористой среды. Суммарный эффект этих факторов зависит от перепада давления и времени воздействия на пласт. В процессе цементирования возможны химические реакции между фильтратом цементного раствора и порой с выпадением осадков и проникновение в пласт твердых частиц цемента. Во время перфорации колонны также происходит ряд неблагоприятных для пласта процессов - проникновение твердых частиц из ствола скважины в пласт при наличии перепада давления на него, измельчение и уплотнение частиц породы в результате воздействия взрыва и внедрение в породу осколков заряда. Все эти факторы изменяют эксплуатационные характеристики пласта. Таким образом, в каждый момент времени эксплуатационные характеристики реального пласта будут отличаться от характеристик гипотетического. Если до исследования аппаратурой на кабеле на пласт действуют некоторое время факторы процесса бурения, то и после сохраняется их влияние, иногда даже более продолжительное время. Оказывают воздействие также и факторы процессов цементирования и перфорации. Это, естественно, обусловливает различие между расчетным дебитом по данным ГДК и фактическим, полученным при испытании. Теоретически расчетный дебит должен превышать фактический. Это подтвердилось в 57 % случаев. Средняя арифметическая величина положительных отклонений составляет 15 %, а отрицательных 11,7 %, т. е. тенденция к соблюдению теоретической предпосылки наблюдается. В табл. 1-5 представлены распределения погрешностей по районам, насыщенности объектов, типу промывочной жидкости, малодебитным объектам и способу испытания объекта. Погрешности по районам и насыщенности пласта близки к средней по всей выборке в целом. Исключением являются лишь объекты Юго-Западной Якутии, которые состоят в основном из водоносных пластов с АНПД и начальным градиентом. Изъятие аномальных водоносных пластов из рассмотрения делает более компактным распределение вероятности (см. рис. 3, кривая 2) и уменьшает среднюю арифметическую погрешность по выборке до ±13,6 %. В трех объектах, вскрытых бурением на промывочной жидкости с нефтяной основой, положительное среднее отклонение дебита составило 11,8%. Использование высокоминерализованного инвертноэмульсионного раствора в пяти случаях привело к увеличению средней погрешности до ±19,6 %, что, по-видимому, связано с экстремальными условиями Юго-Западной Якутии. Погрешности по малодебитным объектам близки к средней по выборке. Исключение составляют водоносные объекты. Испытание методом прослеживания уровня, как и следовало ожидать, имеет максимальную погрешность ±18,4 %. Наиболее достоверные данные можно получить при испытании нефтеносных пластов фонтанным и насосным способами (соответственно ±9,5 % и ±10,4 %), при которых дебит определяется с помощью мерников или замерных устройств. Менее точно проводится испытание газоносных пластов. Дебит газа при этом определяется расчетным путем по данным диафрагменного измерителя критического течения газа. Погрешность составляет ±14,4 %. Следовательно, расхождения расчетных и фактических дебитов обусловлены не только погрешностями метода оценки дебита по данным ГДК, но и недостаточной точностью замеров фактического дебита, проводимых в процессе испытания. Ограничения оценки дебита пластов в скважинах зависят от метода исследования, аппаратуры и полноты геолого-геофизической информации. К ним относятся невозможность эффективного исследования аппаратурой на кабеле кавернозных и трещинных коллекторов. При совместном притоке нефти, воды и газа затрудняется интерпретация. Условия для оценки дебита могут быть ограничены степенью полноты комплекса ГИС, отсутствием исследований керна и данных о свойствах пластовых флюидов.

Выводы

1. Достоверность полученных данных позволяет рекомендовать метод ГДК и описанную методику интерпретации его данных для прогнозирования потенциальных дебитов нефтегазоразведочных скважин.

2. В настоящее время при внедрении метода целесообразно использовать прогнозные оценки дебита для выбора технологии вскрытия пластов перфорацией, обработки призабойной зоны перед испытанием, оценки достоверности испытания и при решении вопроса об испытании объектов с непромышленными притоками. В дальнейшем необходимо изучить возможность использования прогнозного дебита по данным ГДК в качестве подотчетного параметра.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Исякаев В.А. Прогноз дебитов разведочных скважин по данным исследований пластов. // Нефтяное хозяйство.- 1984.- № 10. С. 25-27.

2. Исякаев В. А., Бродский П.А., Жувагин В.Г. Методика оценки дебита газовых пластов. // Газовая промышленность.- 1985.-№ 4.- С. 40-41.

3. 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.

4. Швидлер М.И. Статистическое моделирование фильтрационных процессов в неоднородных средах.- Изв. вузов. Сер. Геол. и разе.-1983.- № 5.- С. 66-68.

Таблица 1

Район, насыщенность объекта	Число объектов	%
Западная Сибирь:
нефтеносные	6	±16,0
водоносные	1	±10,6
газоносные	3	±13,7
Всего	10	±14,8
в том числе вскрытие на РНО	3	11,8
Юго-Западная Якутия:
нефтеносные	2	-6,8
аномальные водоносные	9	±23,3
газоносные	12	±13,6
Всего	23	±16,8
в том числе вскрытие на ВИЭР	5	±19,6
Украина:
нефтеносные	3	±11,3
водоносные	-	-
газоносные	6	±16,2
Всего	9	±14,6
Татария:
нефтеносные	2	±10,4
По всем районам	44	±15,6
То же без аномальных водоносных объектов	35	±13,6

Таблица 2

Насыщенность объектов	Число объектов	%
Нефтеносные	13	12,6
Водоносные	10	22,0
в том числе аномальные	9	23,3
Газоносные	21	14,4

Таблица 3

Тип промывочной жидкости	Число объектов	%
Промывочная жидкость на водной основе	18	±14,7
Минерализованная техническая вода	18	±16,0
РНО	3	11,8
ВИЭР	5	±19,6

Таблица 4

Типы объектов	Число объектов	%
Нефтеносные с дебитом менее 10 м³/сут	4	16,8
Водоносные с дебитом менее 10 м³/сут	8	24,0
Газоносные с дебитом менее 500 тыс. м³/сут	9	15,0

Таблица 5

Способ испытания, насыщенность объекта	Число объектов	%
Прослеживание уровня:
нефтеносные	6	±16,0
водоносные	10	±22,0
Всего	16	±18,4
Фонтанный:
нефтеносные	5	±9,5
газоносные	21	±14,4
Всего	26	±13,4
Откачка электроцентробежным насосом:
нефтяные	2	±10,4

Рис. 1. График зависимостей дебита стока q от перепада давления Dр, полученных с помощью ГДК:

1 - линейная фильтрация жидкости и газа; 2 - нелинейная фильтрация жидкости и газа, движение границы раздела пластовых флюидов в газоносном пласте, расформирование зоны кольматации; 3 - фильтрация в пласте неньютоновской жидкости, движение границы раздела пластовых флюидов в нефтеносном пласте, неустановившаяся фильтрация жидкости и пласт с остаточной газонасыщенностью; 4 - фильтрация жидкости в пласте с начальным градиентом (частный случай фильтрации неньютоновской жидкости) и фильтрация в обводненных пластах

Рис. 2. Сопоставление фактических Qф и расчетных Qр дебитов:

1- теоретическая зависимость; объекты: 2 - газоносные, 3 - нефтеносные, 4 - водоносные

Рис. 3. Распределение вероятности () появления величины относительной погрешности ():

1 - для всех объектов в целом; 2 - без аномальных водоносных пластов Юго-Западной Якутии