Н.Ю. Нестеренко (УкрГГРИ)

Вопросам формирования и расформирования призабойной зоны пласта вследствие проникновения фильтрата бурового раствора посвящены работы многих исследователей [2, 3, 5]. Знание происходящих здесь процессов дает возможность более качественно определять фильтрационно-емкостные свойства, разрабатывать новые методы выделения коллекторов в разрезе, оценивать их насыщенность и нефтегазодобывные возможности.

Экспериментальные исследования, выполненные Л.И. Орловым, А.В. Ручкиным и Н.М. Свихнушиным [3], показали, что в результате радиальной фильтрации и капиллярных явлений в прискважинной части пласта появляются зоны с измененными гидродинамическими параметрами:

Условия образования и расформирования зоны проникновения в изотропных и анизотропных коллекторах в общем случае принимаются одинаковыми. Коэффициент капиллярной пропитки никогда не превышает 10^-4 м/с, коэффициент диффузии УВ-газов в воде составляет 10^-9 м²/с, а максимальная скорость гравитационного перемещения нефти в самых благоприятных условиях не превышает 0,06 м/год [2, 5]. Поэтому трудно представить, что процессы диффузии, гравитации и капиллярной пропитки способны компенсировать (восстанавливать) те изменения свойств коллекторов, которые произошли за счет внедрения в него фильтрата промывочной жидкости.

С точки зрения оценки потенциальных газодобывных возможностей низкопористых коллекторов (пористость < 7 %, проницаемость < 1 ·10^-15 м ) представляют интерес исследования влияния размеров зоны проникновения фильтрата и депрессии на пласт на время ее расформирования.

Графически зависимость давления прорыва Р_пр от коэффициента экранирования пород К_пр^-1 в билогарифмическом масштабе выражается прямыми линиями, а в аналитическом виде – уравнениями регрессии типа Р_пр = f (К_пр^-1) (Даниленко В.А. и др., 1985).

Определение условий расформирования зоны проникновения (давление Р_пр и время t_np прорыва) проводились в лабораторных условиях. Методика состояла в следующем. Образцы пород насыщались водой общей минерализацией 200 кг/м³ и помещались в кернодержатель, где создавалось эффективное давление 50 МПа. После стабилизации деформационных нагрузок, контролировавшихся постоянством удельного электрического сопротивления образца и нулевого уровня воды в микробюретке, на каждый образец при определенном минимальном перепаде давления подавался азот. В случае постоянного удельного электрического сопротивления перепад давления постепенно увеличивали до тех пор, пока не наблюдалось плавное изменение сопротивления. При этом фиксировалось и поддерживалось постоянное Р_пр газообразного агента, а после прорыва его через образец – t_np (появление первых пузырьков газа).

Представляет интерес сопоставление экспериментальных данных с теоретическими расчетами (табл. 1).

В.М. Рыжик [1] использует зависимость t_np для газовой залежи в виде

t_np=h²m_гK_nK_г/К_прDP, (1)

где h - мощность пласта; m_г - вязкость газа; К_п - коэффициент пористости; К_г - коэффициент газонасыщенности; К_пр - фазовая проницаемость пород для газа; DP - перепад давления.

А.А. Ханин (1976) для расчета t_np газа через насыщенные образцы пород различной проницаемости при оптимальных перепадах давлений использует зависимость расхода флюида через единичный капилляр:

где l - длина образца; а - теоретическая поправка на извилистость поровых каналов; r_пр - радиус порового канала прорыва.

По нашему мнению, r_пр не поддается определению с достаточной степенью точности, поскольку структура порового пространства коллекторов не однородная, а характеризуется разнообразием размеров пор. Кроме того, поправка на извилистость поровых каналов не имеет четкой физической основы, а, как подчеркивается некоторыми исследователями (Ромм Е.С., 1985), служит для приведения в соответствие теоретических расчетов с экспериментальными данными.

Для определения глубины капиллярного внедрения воды A_k в нефтегазонасыщенный пласт воспользуемся зависимостью [4]

Зависимость t_np газа от глубины проникновения фильтрата в пласт после упрощения формулы (3) принимает вид

Таким образом, исходя из теоретических зависимостей (4) и (5) время полного расформирования призабойной зоны (время, по истечении которого наступает стабильный приток газа) прямо пропорционально вязкости фильтрата, квадрату глубины его проникновения и обратно пропорционально проницаемости и перепаду давления (депрессии на пласт). Зависимость (5) была взята за основу при сопоставлении теоретических данных с экспериментально измеренным t_np газа через водонасыщенные образцы (см. табл. 1).

Из приведенных результатов видно, что экспериментальные и теоретические данные близки между собой, и это дает основание производить расчеты t_np газа к стволу скважины в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, размеров зоны проникновения фильтрата и депрессии на пласт. Для условий низкопористых терригенных коллекторов Днепровско-Донецкой впадины результаты расчетов представлены в виде номограммы (рис. 1). Она позволяет оперативно оценить время полного расформирования призабойной зоны, т.е. время получения стабильного притока газа, по известным радиусу проникновения, проницаемости и депрессии на пласт при испытании скважин на продуктивность.

Для оценки потенциальных газодобывных возможностей низкопористых коллекторов рассчитаны притоки газа при различной проницаемости – (0,01-1)·10^-15 м² и депрессии 10-30 МПа (табл. 2).

эффективная мощность пласта h_эф -1м;

вязкость газа m_Г - 0,0123 мПа·с;

радиус контура питания R_k - 500 м;

радиус скважины r_с - 0,1 м;

коэффициент сверхсжимаемости газа z - 1.

Полученные данные позволили построить зависимости минимального градиента давления для реализации процесса расформирования этой зоны от фильтрационно-емкостных свойств пород (рис. 2, А,Б). Выделяются два режима расформирования: первый соответствует граничным значениям пористости от 5 % и проницаемости от 0,1 • 10^-15 м² и более, второй – фильтрационно-емкостным параметрам, значительно меньшим, чем указанные.

Таким образом, в коллекторах с пористостью более 5 % и проницаемостью выше 0,1·10^-15 м² расформирование зоны проникновения осуществляется сравнительно легко, тогда как для пород с меньшими параметрами оно будет определяться условиями вскрытия и освоения пласта (глубина проникновения фильтрата, репрессия, депрессия). Если учесть, что при гидроразрыве пласта в призабойной зоне создаются градиенты давления порядка 10 МПа/м, то в конкретных условиях из-за недостаточного градиента давления (по техническим причинам) расформирование зоны проникновения окажется вообще невозможным, а газонасыщенный пласт будет интерпретироваться как "сухой", поскольку продукция при испытании не будет получена.

3. Пласты с пористостью 4-5 % и выше и проницаемостью более 0,1 ·10^-15 м² глубокозалегающих (5000-6000 м) коллекторов Днепровско-Донецкой впадины целесообразно опробовать раздельно, что подтверждается экспериментальными исследованиями образцов керна при изучении гидродинамических условий расформирования зоны проникновения. Таким образом, можно оценить потенциальные газодобывные возможности пород, если известны их петрофизические (проницаемость, пористость, эффективная мощность) и технологические (качественное вскрытие пласта, депрессия) характеристики.

1. Марморштейн Л.М. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. - М.: Недра, 1985.
2. Мирзаджанзаде А.Х., Мирзоян А.А., Гевинян Г.М. Гидравлика глинистых и цементных растворов. - М.: Недра, 1966.
3. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. - М: Недра, 1976.
4. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. - М.: Недра, 1984.
5. Федин Л.М., Рейтенбах В.Г. Новые представления о зоне проникновения // Нефт. хоз-во. -1988. - № 8. - С.28-33.

A theoretical model of the breakdown process of the penetration zone within gas-saturated granular deep-occurred reservoirs of the Dneprovsko-Donetsk trough has been proposed. The model was confirmed by experimental results and incorporates the following parameters: filtrate viscosity, depth (radius) of penetration zone, permeability and drawdown. A nomogram reflecting the time of penetration zone completion versus rocks filtration properties, drawdown and sizes of zone has been constructed. This nomogram allows to estimate approximately a down time at inflow in the course of similar reservoirs testing for productivity or time of their putting into production according to recovery of reserves concentrated in high porous formations. Formations with porosity of 4-5% and higher and permeability exceeding 0,1·10^-15 m² in deep-occurring (5000-6000) reservoirs of the Dneprovsko-Donetsk trough is recommended to test separately that was confirmed by experimental studies on hydrodynamic conditions of penetration zone breakdown using core samples. At the same time, gas-producing potential of rocks could be estimated if geological (permeability, porosity, effective thickness) and technological (proper strata drilling-in, drawdown) factors are known.

Таблица 1 Результаты экспериментальных определений и теоретических расчетов времени прорыва газа через водонасыщенные образцы песчаников с низкими фильтрационно-емкостными свойствами

Таблица 2 Результаты расчетов возможных притоков газа на 1 м эффективной мощности низкопористых терригенных коллекторов Днепровско-Донецкой впадины