Цель настоящей статьи состоит в том, чтобы показать, какой объем информации можно реально получить из результатов обработки данных гидродинамических испытаний продуктивных на нефть и газ пластов разведочными скважинами по технологии установившихся отборов.

Затронутому вопросу посвящено большое число разработок разных исследователей, опубликованных как в рамках научных отчетов, так и в виде отдельных статей и монографий. Тем не менее, полезно еще раз показать приемы обработки экспериментального материала, комплексируя их в соответствии с решаемыми задачами, присовокупив ранее не публиковавшиеся результаты собственных исследований автора. При этом необходимо показать применение известных и вновь разработанных методов в деталях для того, чтобы трудности, возникающие на разных этапах реализации методики, не сдерживали ее использование на практике, как это зачастую происходит.

Метод установившихся отборов при гидродинамических испытаниях скважин заключается в том, что опробуемый интервал разреза исследуется на приток дискретно при разных значениях депрессии. На каждой из ступеней опыта измеряют дебит скважины по всем видам флюидов (нефти, воде и газу) и соответствующую ему депрессию пластового давления в скважине. Результаты обработки данных таких испытаний дают весьма обширную информацию как о флюидодинамических параметрах продуктивного пласта, так и о некоторых других весьма существенных позициях, играющих важную роль при обосновании геологической модели залежи,

К первой из таких позиций относится определение условий залегания флюидов в пласте, если продукция скважины многофазна - нефть и вода; нефть и газ; вода и газ; вода, нефть и газ. В этих случаях задача состоит в том, чтобы оценить, однороден ли флюид в пласте или каждая из фаз отделена от других поверхностью раздела. Задача может быть решена однозначно путем анализа диаграмм зависимости дебита одного флюида от другого.

В качестве примера рассмотрим реальные диаграммы, построенные по результатам испытаний скважин, вскрывающих нефтегазоводоносный пласт гранулярных коллекторов одного из месторождений Западной Сибири (рис. 1). Прямая 1 на рис.1 показывает, что перфорацией вскрыта в основном нефтяная зона пласта. Однако при определенном дебите нефти, приблизительная величина которого отсечена прямой 1 на оси ординат, в скважину начинает поступать пластовая вода. Аналогичная картина вырисовывается, если диаграмма имеет вид прямой 3. Однако в этом случае уместно считать, что перфорированы в основном пласты, содержащие воду, и нефть поступает в скважину при депрессиях, вызывающих приток воды в объеме дебита, соответствующего величине отрезка, отсекаемого на оси абсцисс прямой 3.

В обеих ситуациях понятно, что в пределах влияния возбуждения пласта между нефтью и водой имеется непрерывная поверхность раздела, именуемая водонефтяным контактом (ВНК). Это дает основание считать, что испытание выявило наличие ВНК и искать его надо в пределах зоны возбуждения пласта, вызванного опробованием скважины в ходе рассматриваемого эксперимента.

Прямая 2, в отличие от первых двух прямых проходящая через начало координат, свидетельствует о том, что прирост одного из флюидов приводит к пропорциональному приросту другого, и означает, что один из флюидов распределен в другом равномерно. Это возможно либо в случае раствора, либо в случае эмульсии (суспензии). Растворимость нефти в воде, как известно, чрезвычайно мала. Более того, растворимая нефть не может самопроизвольно выделяться из раствора в отдельную фазу. Следовательно, речь может идти об эмульсии, поступающей из скважины на дневную поверхность. В этом случае возможны два варианта: эмульсия образовалась в скважине или скважина вскрыла пласт с эмульгированной в воде нефтью, т.е. переходную зону вода - нефть.

При реализации первого предположения вследствие разной вязкости воды и нефти развитие воронки депрессии в водо- и нефтезаполненной частях пласта должно идти с разной интенсивностью, что с неизбежностью влечет за собой изменение соотношения дебитов флюидов от одной депрессии к другой. В случае, если диаграмма имеет вид прямой 2, этого не происходит, соотношение дебитов сохраняется постоянным при различных депрессиях. Значит, скважина дренирует пласт, заполненный водонефтяной эмульсией. Такого вида эмульсия характеризует так называемую переходную зону, следовательно, ВНК расположен гипсометрически выше, чем интервал, опробованный скважиной. При этом нельзя игнорировать справедливость предположения, что фазовый контакт мог вообще не сформироваться.

Предложенный ход рассуждений справедлив, когда растворимость одного флюида в другом достаточно мала. Однако он может привести к неверному заключению при хорошей взаимной растворимости флюидов, например нефти и газа. В этом случае необходимо знать, какой из флюидов является растворителем. С этой целью следует провести дополнительные исследования, смысл которых заключается в том, чтобы определить, который из названных флюидов служит "носителем" другого. Понятно, что поскольку "носителя" по определению должно быть больше, то он и составляет основную массу в объеме пустотного пространства пласта. Второй флюид в этом случае может существовать только в растворенном виде (Под раствором традиционно понимается молекулярная смесь веществ, бесконечно малый объем, которой характеризуется тем же соотношением количества ингредиентов, что и масса смеси в целом.).

Решение задачи базируется на том, что нефть и газ (или газ и вода) характеризуются разными уравнениями притока к скважине.

Расход жидкости определяется как [2]

где Qж - расход жидкости (нефти или воды), м3/сут; DР - значение депрессии на пласт, МПа; Т - гидропроводность пласта, м3/(сут • МПа); R- радиус питания скважины, м; Rc - радиус скважины, м.

Аналогичное уравнение для газа имеет другой, хотя и весьма схожий вид [1]:

- приведенная величина депрессии, МПа; Pа - атмосферное давление на устье скважины, МПа; Рп - пластовое давление, МПа.

Главное различие уравнений (1) и (2) по отношению к исследуемому вопросу состоит в том, что расход жидкости, поступающей из скважины, пропорционален первой степени значения депрессии на пласт, тогда как расход газа - квадрату этого значения.

Из описанного следует, что для решения вопроса, какой из флюидов является носителем, достаточно построить графики зависимости дебита скважины от значения депрессии для газа и нефти. При этом необходимо помнить, что для нефти используется прямое значение депрессии, а для газа - приведенное. Понятно, что в случае прямой зависимости дебита газа от приведенного значения депрессии DР "носителем" является газ, а если эта закономерность характерна для зависимости между дебитом нефти и депрессией DP, то это означает, что в пластовых условиях газ растворен в нефти.

Не исключена ситуация, когда прямая зависимость от депрессии (в соответствующей анаморфозе) соблюдается как для одного, так и для другого флюида. В этом случае, очевидно, что флюиды поступают в скважину из автономных источников, т.е. между ними существует фазовая граница.

Определение глубины залегания фазовой границы важно для выявления границы нефть - газ (ГНК), так как методы ГИС определяют ее недостаточно уверенно. Рассмотрение результатов опробования скважин, работающих газонефтяной смесью, позволяет выделить ГНК более обоснованно.

С этой целью необходимо провести все описанные процедуры и установить, существует ли такой контакт реально. Затем по одному из видов продукции скважины или обоим порознь определяют значение гидропроводности и проницаемости возбужденной испытаниями части пласта. Поставленную задачу решают исходя из следующих предположений:

• каждый из флюидов занимает свою часть толщины пласта;
• проницаемость пласта в среднем одинакова и неизменна по всей его толщине.

Из формул (1) и (2) следует, что

 коэффициент продуктивности по газу и нефти соответственно; h_г - толщина пласта, насыщенная газом; Н - общая продуктивная на УВ толщина пласта; Rн, Rг - радиус воронки депрессии в нефте- и газозаполненной частях пласта соответственно; m_н, m_г - динамический коэффициент вязкости нефти и газа в пластовых условиях соответственно.

Из формулы (3) путем несложных преобразований легко получить искомую величину h_г ( Необходимо отметить, что подобный подход к проблеме ранее был предложен и опробован М.М. Глоговским.):

Вычитанием полученного по формуле (4) значения из отметки контакта газовой залежи с покрышкой, которая легко отбивается геофизическими методами исследования скважин, получают отметку пересечения поверхности ГНК скважиной.

Например, в скважине одного из месторождений Западной Сибири, фонтанирующей нефтью и газом, коэффициенты продуктивности составляют по нефти 20 м3/(сут МПа), а по газу 0.5*10³ м3/(сут МПа). При этом вязкость нефти в пластовых условиях составила 1,07 мПа*с, а газа 0,02 мПа*с. Общая насыщенная УВ толщина пласта по данным геофизического исследования скважины равна 10,5 м, тогда как положение ГНК в разрезе идентифицировать методами ГИС не удалось. Задача состояла в определении глубины залегания контакта. Для ее решения было выполнено построение графика (рис. 2), из которого следует, что рост дебита нефти несколько опережает рост дебита газа, и поскольку депрессия в скважине единая как для газа, так и для нефти, то разницу в приращениях их дебитов надо искать в разной скорости развития пьезометрической воронки депрессии по обоим флюидам. Но из этого с неизбежностью вытекает, что нефть и газ в пласте залегают раздельно и что существование ГНК вполне реально. Затем были построены графики (рис. 3), по которым определялись значения коэффициентов продуктивности по каждому из флюидов исходя из того, что

где а и b - параметры прямых на рис. 3.

Затем определялись значения радиусов воронок депрессии по нефти и газу с использованием методики, содержание которой будет раскрыто ниже. Значение радиуса области питания по газу на период проведения эксперимента на отдельной ступени реальных испытаний оказалось равным 7,5 м, по нефти - 75 м, а радиуса скважины по долоту - 0,075 м.

Подставляя эти и ранее указанные параметры в формулу (4) , получим:

Другими словами, если считать, что газ занимает наиболее высокие гипсометрические отметки, глубина залегания ГНК оказывается ниже отметки подошвы покрышки на 4,2 м, а толщина нефтенасыщенной части залежи составляет 6,3 м.

Необходимо особо остановиться на методике определения радиуса воронки депрессии по каждому из продуктов, поступающих в скважину. При этом следует подчеркнуть, что для ожидаемой достоверности оценки каждого из определяемых с его участием расчетных параметров (не более 60-70 %) удовлетворительная погрешность его расчетного значения не должна превышать 0,5-1,0 десятичного порядка реального значения искомой величины. Это связано с том, что данное значение входит во все расчетные формулы под знаком логарифма и поэтому несильно влияет на окончательный pезультат.

Значение этого радиуса, как известно [2], определяется формулой

R= 1,5 (kt)^0.5,

где k - коэффициент пьезопроводности пласта, м²/сут; t - время проведения эксперимента на одной из ступеней депрессии, сут.

Физическое содержание коэффициента пьезопроводности определяется формулой

где k - коэффициент проницаемости пласта, м²; b* - коэффициент упругоемкости пласта, Па^-1; m - динамический коэффициент вязкости, Па*сут = 1,16*10^-5 мПа*с.

Физическое содержание коэффициента упругоемкости в свою очередь выражается формулой

где m - пористость пласта; bс, bф - коэффициент сжимаемости скелета пласта и флюида соответственно, Па^-1.

Поскольку значение коэффициента сжимаемости скелета пласта (bс) в среднем равно 3*10^-10 Па^-1, а для нефти 5*10^-9 Па^-1 [2], можно считать, что для нефтенасыщенной части пласта в среднем b*= 8*10^-4 МПа^-1.

Коэффициент объемной сжимаемости газа на глубине 2-3 км можно считать равным 0,8 МПа^-1 [1]. Тогда, если считать, что m = 0,1, то для нефти bн* = 10^-3 МПа^-1, а для газа

bг*= 1 МПа^-1.

Динамический коэффициент вязкости для нефти в пластовых условиях характеризуется первыми единицами мПас, а газа - значением, приблизительно в 50 раз меньшим. Следовательно, коэффициент пьезопроводности нефгегазосодержащей породы можно оценить как

В обоих случаях значение коэффициента пьезопроводности выражено в квадратных метрах на секунду. Естественно, что речь идет лишь о порядках рассматриваемых значений.

При таких условиях оказывается, что в соответствии с формулой (6) при одинаковой проницаемости пласта и равном интервале времени возбуждения радиус воронки депрессии пьезометрической поверхности (области питания скважины) в нефтенасыщенном пласте на порядок больше, чем в газонасыщенном. В рассматриваемом случае за 5-7 ч работы скважины на одном режиме воронка депрессии в нефтенасыщенной части пласта развилась приблизительно в 75 м от стенки скважины, а в газозаполненной - в 10 раз меньше.

Если известно значение коэффициента проницаемости, например, по данным лабораторного исследования керна, то без особой погрешности для последующих вычислений по формулам (9) и (10) можно оценить коэффициент пьезопроводности. Его значения для условий поставленной задачи составляют к_н =0,5м²/с, к_г = 5*10^-3м²/с.

Значение этого параметра позволяет рассчитать гидропроводность из того же набора данных, полученных в результате опробования пласта методом установившихся отборов. С этой целью используется формула (1) для нефти и (2) для газа. После элементарных преобразований с учетом комментариев к формуле (3) гидропроводность для нефтяного пласта составит

Обобщение результатов опробования разведочных скважин по методу установившихся отборов позволяет получить информацию о гидродинамическом несовершенстве сопряжения скважины и продуктивного пласта. При этом необходимо обратить внимание на то, что задача получения такой информации не ограничивается тривиальным определением скачка депрессии на границе скважина - пласт, который характеризуется значением с на рис. 3, А. Традиционно сложилось представление, что если диаграмма Q= f(DP) на этом графике выпукла относительно оси абсцисс, то испытания проведены технологически точно и полученная кривая (или прямая) может считаться достаточно достоверной для интерпретации с целью определения расчетных параметров. Если же она вогнута по отношению к этой оси, значит, нарушена технология опыта и его результаты не подлежат дальнейшей обработке вследствие их ирреальности. На самом же деле такое представление ошибочно. Действительно, прямую на рис. 3, А можно представить в виде кривой, исходящей из нуля координат, и тогда она будет выпукла, по отношению к оси DP. Но это означает, что сопряжение испытываемой скважины и пласта гидродинамически несовершенно, и скачок давления на границе скважина - пласт, равный с, определяет значение этого несовершенства. Если же осредняющая прямая отсекает некоторый отрезок на оси ординат, то это значит, что на входе в скважину возникает турбулентный поток, вследствие чего ее дебит зависит уже от квадратного корня из значения депрессии, а не непосредственно от ее истинного значения.

Следует иметь в виду, что предлагаемая интерпретация не может считаться однозначной. Альтернативой ей может служить, например, предположение об очень высокой проницаемости призабойной зоны скважины относительно проницаемости всего пласта.

Изложенное показывает, что информационная ценность результатов опробования скважин по методу установившихся отборов состоит в том, что по ним можно судить:

• о наличии фазовой границы в пределах возбуждения пласта в отложениях, содержащих нефть и газ;
• о гипсометрическом положении этой границы;
• о значении гидропроводности пласта по каждому из содержащихся в нем флюидов;
• о гидродинамическом несовершенстве скважины;
• о качестве проводимых испытаний.

1. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. - М.г Недра, 1974.
2. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. - М.: Гостоптехиздат, 1959.

A possibility is considered and methods of establishing a position of phase boundaries of reservoir fluids in the section are reported.Such tests are found to provide information about reservoir hydropermeability, hyd-rodynamic imperfection of wells, a position of well filter as relative to a reservoir along a vertical, fluid reservoir state etc.

Рис. 3. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ УСТАНОВИВШЕГОСЯ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ ПО НЕФТИ ОТ ЗНАЧЕНИЯ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ DР (А) И ПО ГАЗУ ОТ ПРИВЕДЕННОЙ ДЕПРЕССИИ DР (Б)