Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геоэкологическое обоснование прогноза фильтрационных и емкстных параметров сложно построенных коллекторов в процессе бурения

ВАК РФ 04.00.24, Экологическая геология

Автореферат диссертации по теме "Геоэкологическое обоснование прогноза фильтрационных и емкстных параметров сложно построенных коллекторов в процессе бурения"

На правах рукописи УДК 502.6:622.24:553.98.061.4:551.734(470.45)

ВАЛИУЛЛИНА Наталия Владимировна

ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОГНОЗА ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Специальность: 04.00.24 - «Экологическая геология»

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минерапогических наук

Волгоград 1998

Работа выполнена в дочернем открытом акционерном обществе «ВолгоградНИПИнефть»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических

наук, профессор Бочкарев A.B. Научный консультант: кандидат геолого-минералогических

наук, доцент Кузнецова C.B. Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук, академик МАМР, член-корреспондент РАЕН Серебряков О.И.; кандидат геолого-минералогических наук Булгаков C.B.

Ведущая организация: НПЦ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»

Защита состоится «15 »ДбКабрЯ 1998 года в 10 часов на заседании диссертационного Совета К 064.63.03 по специальности 04.00.24 - «Экологическая геология» при Волгоградской государственной архитектурно-строительной академии. Адрес: 400074, Волгоград, ул. Академическая, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Волгоградской государственной архитектурно-строительной академии.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим отправлять по адресу: 400074, Волгоград, ул. Академическая, 1, ВолгГАСА, ученому секретарю диссертационного Совета К 064.63.03.

Автореферат разослан 14 декабря 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

с в. Кузнецова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Поиск, разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, в силу специфики ведения горных работ, характеризуются мощным техногенным воздействием на геологическую среду. Особенно актуальна задача оценки масштабов техногенных изменений в районах разведки и разработки карбонатных трещиноватых пород. Месторождения со сложно построенными коллекторами имеют достаточно широкое распространение в нефтегазовых регионах и составляют значительную часть в общем балансе запасов нефти, обеспечивая существенный вклад в ее добычу. В Волгоградском Поволжье в последние годы открыто ряд новых месторождений с такими коллекторами: Добринское, Демьяновское, Памятно-Сасовское, Ново-Кочетковское, Ковалевское.

Техногенные изменения связаны, в основном, с фильтрационной деформацией пород при изменении напряженного состояния среды и давления жидкости, резко изменяющей фильтрационно-емкостные характеристики сложно построенных коллекторов.

В связи с этим возникает проблема прогнозирования таких коллекторов современными методами, обеспечивающими получение полной информации об исследуемых отложениях с минимальным нарушением состояния геологической среды.

Среди всех известных методов геоэкологически наиболее безопасным, решающим поставленную проблему, выбран метод пластоиспытателя на трубах.

Специфические геологические, физические, промысловые и геоэкологические особенности коллекторов со сложной структурой емкостного пространства ограничили перенос на них результатов, отработанных применительно к обычным залежам с гранулярными коллекторами. В силу ряда причин эта сложная проблема осталась менее изученной.

Известны научные рекомендации и методы, позволяющие надежно оценивать гидродинамические характеристики и потенциальные возможности карбонатных коллекторов. Вместе с тем для условий исследования скважин в процессе бурения пластоиспытателем на трубах практически отсутствуют методики, обеспечивающие высокую достоверность оценки промышленной значимости, фильтрационных и емкостных параметров сложно

построенных коллекторов. Совершенствование методов интерпретации результатов испытания пластоиспытателем в открытом стволе таких объектов направлено на обеспечение экологической безопасности и высокой эффективности поиска залежей, прирост запасов нефти и газа, расширение геоэкологической информативности и является весьма актуальным и экономически целесообразным.

Целью работы является выбор экологически наиболее безопасного метода исследований коллекторов и научная разработка новых и совершенствование известных методов оперативного получения информации о геологических, структурных, фильтрационных и промысловых характеристиках коллекторов для решения практических задач экологии, геологии и разработки месторождений (на примере девонских отложений Волгоградского Поволжья).

Основные задачи исследований:

1. Анализ техногенного влияния нефтегазовой отрасли на недра и окружак>1цую среду и оценка возможностей пластоиспытателя как экологически наиболее безопасного, информативного и надежного метода исследования скважин в процессе бурения для решения задач сохранения природного уровня изменения геологической среды и' прогнозирования опасных природно-техногенных явлений.

2. Анализ перспективности на нефть и газ девонских отложений Волгоградского Поволжья по особенностям геологического строения и результатам исследований их пластоиспытателем.

3. Изучение особенностей фильтрации в сложно построенных коллекторах и анализ методов получения гидродинамических и емкостных характеристик с учетом влияющих режимно-технологических факторов кратковременного исследования скважин пластоиспытателем.

4. Создание и опробование комплексного метода интерпретации данных исследования пластоиспытателем сложных по строению объектов.

5. Разработка метода прогнозирования промысловых характеристик нефтенасыщенных пластов.

Научная новизна. Впервые рассмотрен экологический аспект метода исследования скважин пластоиспытателем.

Установлены рациональные режимно-технологические параметры испытания, обеспечивающие минимальное техногенное влияние на объект исследования.

С учетом специфики испытания скважин в процессе бурения пластоиспытателем исследованы и усовершенствованы методы выделения и оценки сложно построенных коллекторов.

Впервые предложен и апробирован в Волгоградском Поволжье и других регионах универсальный интерпретационный комплекс получения экологических, геологических, структурных и фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов.

Разработан эффективный метод прогнозирования промысловых параметров нефтенасыщенных пластов в процессе бурения.

Практическая ценность исследований определяется необходимостью- всестороннего изучения перспективных в нефтегазоносном отношении девонских отложений Волгоградского Поволжья. Полученные результаты исследований нашли самое непосредственное практическое применение: это комплекс интерпретации данных пластоиспытателя для сложно построенных коллекторов, прогнозирование промысловых характеристик нефтенасыщенных пластов в процессе поиска и разведки месторождений, рекомендации по геоэкологически безопасному методу исследования скважин и режимным параметрам испытания карбонатных отложений, уменьшающим техногенную нагрузку на геологическую среду.

Совершенствование и разработка методов интерпретации данных испытания скважин пластоиспытателем позволяет повысить достоверность информации о продуктивности изучаемых отложений, типе и фильтрационно-емкостных параметрах коллекторов со сложной структурой порового пространства, необходимой для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений и геоэкологического прогнозирования опасных природно-техногенных явлений.

Применение разработанных рекомендаций позволит увеличить на 15-20 % число объектов с количественным определением параметров, избежать ошибок в оценке промышленной значимости и сократить объем техногенных влияний на коллектора.

Ценность выполненных исследований заключается еще и в том, что все основные решения базируются на параметрах, определяемых оперативно по данным испытания объектов пластоиспытателем в процессе поисково-разведочного бурения скважин, что значительно сокращает время техногенных влияний на геологическую среду. Почти все методические рекомендации

конкретизированы для девонских отложений Волгоградского региона, но могут быть использованы для решения промысловых и геоэкологических проблем в других районах страны.

Реализация в нефтяной отрасли. Основные положения, изложенные соискателем в диссертации, были применены при разработке «Методического руководства по оценке типа и гидродинамических параметров карбонатных нефтенасыщенных коллекторов» и метода прогнозирования промысловых параметров нефтенасыщенных пластов в процессе бурения.

Обоснованные в работе методы были использованы автором при оценке промысловых, структурных и фильтрационно-емкостных характеристик нефтенасыщенных сложно построенных коллекторов на Котовской, Мирошниковской, Романовской, Голубковской, Памятной и других площадях.

Результаты исследований представлены в виде рекомендаций и методических указаний в научно-технических отчетах, инструкциях и руководящих документах и используются при интерпретации данных испытания скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», АО «Волгограднефтегеофизика», РАО «Газпром».

Апробация работы. Основные материалы ' диссертации доложены на заседаниях Ученого Совета (1987) и научно-методического совета направления бурения скважин (1990) ДОАО «ВолгоградНИПИнефть», на курсах повышения квалификации ИТР по испытанию и интерпретации данных пластоиспытателя (1990, 1994, 1996) МНП РФ. «Методическое руководство по определению параметров пласта и призабойной зоны по данным пластоиспытателя» экспонировалось на тематической выставке ВДНХ СССР (1985). Автор диссертации награждена бронзовой медалью ВДНХ СССР (1985).

Фактический материал. В основу диссертации положены результаты исследований, проведенных автором в течении 22 лет. В процессе исследований изучен фактический материал более чем по 6000 испытаний пластоиспытателем на трубах поисково-разведочных скважин Волгоградского Поволжья. Проведена реинтерпретация более 1000 испытаний с учетом геолого-промысловых характеристик карбонатных пород. В работе использовались также фондовые материалы научно-исследовательских организаций и многочисленные публикации. Основное содержание диссертации изложено в 10 статьях.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения. Общий объем текста 153 страницы, 12 таблиц, 25 рисунков. Список использованной литературы включает 127 наименований.

Диссертация выполнена под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора A.B. Бочкарева, которому автор выражает искреннюю благодарность. Автор глубоко признателен кандидатам технических наук Г.Д. Сухоносову, Ф.И. Тетерину, кандидатам геолого-минералогических наук C.B. Кузнецовой, М.Е. Костылевой за консультации, ценные практические рекомендации и замечания, полученные в процессе работы над диссертацией, а также сотрудникам лаборатории ЭВМ и технического обеспечения ДОАО «ВолгоградНИПИнефть», оказавших большую техническую помощь при оформлении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ГЛАВА 1. ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В СВЯЗИ С ОБЕСПЕЧЕНИЕМ ТЕХНОГЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РЕШЕНИЯ ЭКОЛОГО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ. Вопросы антропогенных нагрузок на объекты природной среды, оказываемых нефтегазовой промышленностью, рассматривались рядом исследователей (В.И. Вернадским, В.А. Черных и др.). Исследования проводились по многим направлениям - объектам окружающей среды: атмосфере, почве, гидросфере, биосфере, литосфере. Особое внимание в настоящее время исследователи уделяют одному из новых научных направлений - геоэкологии (В.Т. Трофимов, В.И. Осипов и др.).

Извлечение в огромных объемах нефти, газа и попутных вод из недр Земли, нагнетание интенсифицирующих добычу агентов, с отличной от естественных температурой, приводят к следующим изменениям геологической среды: снижению пластовых давлений и изменению напряженного состояния пород в массиве, местным и региональным осадкам поверхности земли, переформированию гидродинамических условий, фильтрационным деформациям пород, изменению температурного режима, загрязнению почв, поверхностных и подземных вод и многому другому.

Все эти антропогенные процессы и явления в нефтегазовых провинциях нарушают естественные физические поля: гравитационное, гидродинамическое, термическое, геохимическое и

другие. Вышеперечисленные воздействия нефтегазовой отрасли на литосферу сравнимы с катастрофическими проявлениями природных процессов. Отмечается, что глубина изменения геосферы в районах добычи нефти и газа достигает 10-12 км и проблемами данных изменений сейчас занимается эндогеоэкология.

Масштабы техногенных изменений геологической среды в районах разведки и разработки карбонатных трещиноватых пород Волгоградского Поволжья, представляющих на данном этапе основной объект добычи в регионе, достаточно велики. Это связано с сильной зависимостью фильтрационно-емкостных характеристик сложно построенных коллекторов от изменений напряженного состояния среды и давления жидкости при фильтрационных процессах в исследуемых отложениях (Б.С. Басниев, Ю.В. Вадецкий, K.M. Обморышев и другие). Происходит фильтрационная деформация пород, нарушающая ресурсную и геодинамическую функции литосферы. В связи с этим возникает необходимость прогнозирования свойств пород-коллекторов, их возможных изменений с помощью различных современных методов экологической геологии (Н.Ф. Рязанцев, Л.М. Матвеенко, В.Т. Трофимов, Д.Г. Зилинг).

Поиску экологически безопасных, рациональных и наиболее информативных методов исследований сложно построенных коллекторов (на примере девонских отложений Волгоградского Поволжья) посвящена диссертационная работа.

Анализируя традиционные методы исследования скважин, было установлено, что качественное решение поставленных выше задач обеспечит метод пластоиспытателя на трубах и как инструмент исследований, и как экологически безопасный источник информации об испытанных объектах (Г.Д. Сухоносов, Ф.И. Тетерин, D.R. Horner).

Методы пробной эксплуатации и установившихся отборов требуют окончания скважины бурением и крепления ее эксплуатационной колонной, что увеличивает время техногенных влияний на геологическую среду перед ее исследованием и создает возможность для заколонных перетоков.

Метод опробования скважин используется в открытом стволе скважины, но дает ограниченную информацию об исследуемом объекте - оцениваются только характер насыщения и проявления коллектора.

Метод выпуска пластового флюида на поверхность характеризуется значительным по продолжительности временем

исследования в открытом стволе скважины и возможностью загрязнения окружающей среды на поверхности.

Метод пластоиспытателя лишен этих недостатков.

Экологическими достоинствами данного метода считаются: испытание коллектора уже в процессе бурения в открытом стволе скважины, избирательность интервала испытания, сокращение интервала времени между вскрытием объекта бурением и его испытанием, кратковременность процесса испытания, оперативное получение информации об исследуемом объекте за счет совмещения во времени процессов бурения и испытания, отбор проб пластового флюида в герметичный пробоотборник.

Метод пластоиспытателя на трубах позволяет: исключить спуски эксплуатационных колонн на объекты, не представляющие промышленной ценности, сократить техногенное влияние на недра дополнительными исследованиями, обеспечить прогнозирование опасных природно-техногенных явлений (трещиноватые зоны, аномально низкие или аномально высокие пластовые давления).

В работе представлен объем и основные результаты испытаний поисково-разведочных скважин пластоиспытателем, выполненные за последние 5 лет в Волгоградском регионе и поставлены задачи совершенствования метода для исследований сложно построенных коллекторов.

Решение поставленных проблем методом пластоиспытателя на трубах позволит уже в процессе бурения иметь полную информацию об исследуемых отложениях для решения эколого-геологических задач, выдвинутых реалиями современной жизни. В основном это задачи, связанные с ресурсной и геодинамической функциями литосферы и направленные на сохранение природного уровня изменений геологической среды.

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОЛГОГРАДСКОГО ПОВОЛЖЬЯ. Тектоническое и палеотектоническое районирование Волгоградского Поволжья и его обрамление освещено в работах A.A. Аксенова, А.Г. Габриэляна, A.A. Новикова, Г.П. Батановой, H.A. Карпова, Н.В. Даньшиной и других. В региональном тектоническом плане Волгоградское Поволжье расположено в пределах юго-восточной части Русской платформы. На исследованной территории выделяются Терсинская структурная терраса, Иловлинско-Медведицкая система прогибов, Приволжский мегавал и

Предбортовой прогиб. Иловлинско-Медведицкая система прогибов включает Арчединско-Дорожкинскую и Уметовско-Линевскую депрессии. Последняя является одним из ведущих структурных элементов девонского палеоструктурного плана, ее территория в девонский этап формирования испытывала интенсивное погружение. С флексурными уступами, осложняющими борта Уметовско-Линевской депрессии, связаны перспективные нефтегазоносные органогенные постройки средневерхнефранского возраста. В Приволжский мегавал входят крупные приподнятые зоны, осложненные локальными поднятиями: Кудиновско-Романовская приподнятая зона, Дубовско-Суводской и Каменско-Золотовский выступы, Антиповско-Щербаковский вал. Предбортовой прогиб отчетливо прослеживается в отложениях франско-фаменского карбонатного комплекса.

В целом формирование осадочного покрова Волгоградского Поволжья происходило на фоне общего регионального наклона в сторону Прикаспийской мегасинеклизы. С учетом смены фаций в изучаемых отложениях выделены четыре типа разрезов: предрифовый (депрессионный), рифовый (бортовой), зарифовый (мелководно-шельфовый), присводовый (Т.П. Батанова, Н.В. Даньшина и др.)

Предрифовый (депрессионный) тип разреза распространен в Уметовско-Линевской депрессии. Для него характерны наличие «дополнительных» линевской и уметовской толщ, отсутствие перерывов в осадконакоплении, относительно глубоководный карбонатно-глинистый состав пород, обедненный комплекс фауны и флоры. В нем выделяется подтип относительно глубоководных осадков Антиповско-Щербаковского вала, характеризующийся преимущественно карбонатно-глинистым составом пород на приподнятых участках дна глубокой части шельфа.

Рифовый (бортовой) тип разреза прослеживается по бортам Уметовско-Линевской депрессии в отложениях верхне- и среднефранского подъярусов. Для него типично развитие биогермных и органогенно-обломочных известняков и доломитов; отмечается богатый комплекс органических остатков. Рифовый тип разреза образован на стыке мелкой и глубокой частей шельфа.

Зарифовый (мелководно-шельфовый) тип разреза развит на погруженном склоне Воронежского свода и обрамляет рифовый комплекс осадков со стороны мелководья. Представлен карбонатными, карбонатно-глинистыми и песчано-глинисто-карбонатными отложениями с богатым разнообразным комплексом

фауны и спор; наблюдаются перерывы в осадконакоплении. По бортам прогибов на мелководном шельфе прослеживаются биогермные постройки.

Присводовый тип разреза распространен на Воронежском своде. Для него типичны небольшая толщина осадков, глинисто-песчаный с примесью гравийного материала состав пород, обилие растительных остатков, богатый и разнообразный комплекс спор, наличие перерывов в осадконакоплении. Осадки отлагались в прибрежных условиях. Многообразие осадков, смена литолого-фациальной обстановки во времени привели к значительной изменчивости толщины и физических параметров пород по разрезу и площади.

Описана краткая литолого-стратиграфическая характеристика девонских отложений по горизонтам (Г.П. Батанова, П.А. Карпов, Н.В. Даньшина и др.).

Для получения геологической информации о разрезах были использованы _ результаты исследований поисково-разведочных скважин пластоиспытателем на трубах. При испытании пластоиспытателем скважин, пробуренных на западном борту Уметовско-Линевской депрессии, около 90 % испытанных интервалов дали интенсивные притоки нефти до 2100 м3/сут (скв. 25-Котовская) и притоки средней интенсивности до 100-200 м3/сут. В центральной части Кудиновско-Романовской приподнятой зоны притоки пластового флюида получены из 40% объектов, около 9% притоков (от общего числа испытаний) приходится на Антиповско-Щербаковский вал и Предбортовой прогиб.

В карбонатных девонских отложениях залежи нефти и газа приурочены, главным образом , к шельфовым мелководно-морским и рифогенным отложениям. В относительно глубоководных осадках встречены единичные залежи нефти.

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ МЕТОДИК ИНТЕРПРЕТАЦИИ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЯ. В настоящее время, в основном, проводится разведка и разработка продуктивных нефтегазонасыщенных пород с типичными признаками сложно построенных карбонатных коллекторов. К месторождениям с таким типом коллекторов в Волгоградском Поволжье относятся Котовское,

Мирошниковское, Романовское, Голубковское, Овражное, Добринское, Памятно-Сасовское и др.

Изучением геологических характеристик коллекторов сложного типа, особенностей фильтрации в них пластового флюида, методов получения информации о пластах стали заниматься еще в конце 50-х годов. Большой вклад в развитие теории и практики гидродинамических исследований неоднородных трещиноватых пород внесли И.М. Аметов, Ю.А. Бапакиров, И.Б. Басович, Ю.В. Вадецкий, Ю.П. Желтов, Б.С. Капцанов, Г.И. Качасов, В.Н. Майдебор, Е.С. Ромм, Р. Pollard, O.A. Swaan, A.C. Gringarten, К. Serra, Т.Е. Warren, G.E. Crawford, D. Bourdet и многие др.

В результате проведенных исследований были отмечены различия в процессах фильтрации в сложно построенной и обычной поровой средах, что в первую очередь отражается на форме графиков кривых восстановления забойного давления. Так, кривая восстановления давления в полулогарифмическом временном масштабе (график Хорнера) представляет собой прямую линию для однородного коллектора (рис. 1, кривая 1) и две параллельные прямые, между которыми имеется переходный участок, для пласта со сложным строением (кривая 2). Установлено, что характер переходного участка зависит от характеристики режима потока, формы и размеров матричных блоков. Получение графиков кривой восстановления давления такого вида может служить первым признаком исследования неоднородных пластов.

Уравнения фильтрации, описывающие этот процесс, имеют более сложный вид, учитывающий процесс обмена жидкостью между блоками матрицы и трещинами и возникающие при этом дополнительные фильтрационные сопротивления. Для описания процессов фильтрации в таких коллекторах исследователями использовались различные математические модели. Но все модели трещинно-поровых коллекторов предполагают, что матрица и трещины являются однородными и изотропными, а матрица равномерно распределяется в пласте. Движение флюида по направлению к стволу скважины осуществляется только по трещинам.

Среди предлагаемых методов обработки данных исследования скважин автором для анализа и оценки возможности их практического использования при исследовании объектов пластоиспытателем были выбраны следующие: метод Уоррена и Руута, метод Сваана, метод Полларда-Пирсона (метод «разностных кривых»), метод детерминированных моментов и метод производных.

Рис. 1. Типовые графики забойного давления

и их характерные участки. 1-5 - кривые забойного давления: полные (1,2), незавершенная (3) и искаженные послеприточным эффектом (4, 5);

1И - точка значения расчетного времени искажения КВД; ^, I' - время начала и окончания переходного участка.

Принципами, по которому подбирались методы, являются возможность практического использования и доступные исходные данные. Во всех методах для получения геологической и фильтрационной информации были использованы кривые восстановления давления.

Анализ и оценка возможностей данных методов проводились автором с учетом таких факторов, как эффект послепритока, изменение фильтрационных способностей прискважинной зоны пласта, продолжительность времени воздействия на объект испытания, режимно-технологические особенности пластоиспытателя. Известно много приемов учета влияния этих факторов, но автор использует методы и практические рекомендации, разработанные при

ее участии (Г.Д. Сухоносов, Ф.И. Тетерин, Ю.М. Мяснянкин, Н.В. Валиуллина). В качестве исходного материала для проверки методов были использованы данные исследования пластоиспытателем евлановско-ливенских, алатырских, семилукско-рудкинских и других отложений на площадях Волгоградской области.

Метод интерпретации данных исследования скважин Уоррена и Руута разработан для пластов с естественной трещиноватостью. Модель пласта представляется в виде непрерывной системы прямоугольных параллелепипедов, разделенных равномерной сеткой трещин. В каждом блоке моделировался процесс фильтрации, свойственный для однородной породы. Пластовая жидкость при этом из матричных блоков перетекает в трещины и далее по трещинам с наибольшей проводимостью в прискважинную зону. Было сделано допущение, что течение жидкости в трещинах и блоках близко к установившемуся (квазистационарному) состоянию. Графики кривых восстановления давления в системе координат Р, имеют две

параллельные линии. Угол наклона этих линий (¡) характеризует фильтрационную способность пласта в целом, а расстояние между ними (рис. 1, кривая 2) по вертикали (Юр) является функцией вместимости трещин. Получить такие характерные графики можно при условии, что различие между фильтрационной способностью трещин и матрицы достаточно большое, как и время отбора флюида и восстановления давления в пласте.

На графике кривой восстановления давления необходимо как можно точнее выделять оба прямолинейных участка. Если первый прямолинейный участок находится под влиянием послеприточного эффекта, то наклон этого участка будет ошибочно характеризовать трещиноватую часть коллектора. В этом случае рассчитанные значения проницаемости и скин-эффекта будут завышенными. Если отсутствует второй прямолинейный участок, то переходная зона может быть ошибочно экстраполирована, а определенное таким образом пластовое давление будет значительно меньше фактического.

Во избежание этих ошибок следует, во-первых, минимизировать влияние на кривую восстановления давления послеприточного эффекта для выделения первого прямолинейного участка; во-вторых, для получения второго прямолинейного участка увеличить продолжительность исследования скважин. Если испытуемый объект предполагается трещиноватым, то при проведении первых исследований минимальное время регистрации кривой давления должно составлять 30-36 часов. Очевидно, что

данный метод рассчитан на стационарный способ исследования скважин и может только избирательно применяться для интерпретации результатов испытаний разведочных скважин пластоиспытателем.

Определенный интерес представляет работа Сваана, посвященная исследованию процесса неустановившейся фильтрации в трещиноватом коллекторе. В теоретических исследованиях были использованы модели: напластования, кубическая и спичечная.

Рекомендованный для интерпретации полулогарифмический график изменения давления имеет аналогичные вышеописанному характерные участки кривой восстановления давления (рис. 1, кривая 2): две параллельные линии, соединенные переходным участком. По такому полулогарифмическому графику определяются следующие параметры: пластовое давление, гидропроводность трещин, пересекающих ствол скважины, коэффициент емкости трещин, скин-эффект, общая пьезопроводность коллектора и его трещинной части, емкость матрицы в зависимости от формы матричных блоков, размер блоков. Для определения пьезопроводности предлагается аналитический метод определения этой характеристики по 'кривой восстановления давления (Н.В. Валиуллина, Ф.И. Тетерин).

Данный метод обработки кривых давления можно использовать как при стационарных исследованиях скважин, так и в случае испытания скважин пластоиспытателями. Однако получение полной кривой восстановления давления, имеющей два параллельных прямолинейных участка, скорее исключение в практике исследований, чем правило. Основными причинами, сокращающими информативность данного метода, являются послеприточный эффект, изменение состояния прискважинной зоны пласта и кратковременность дренирования пласта.

В методе Полларда-Пирсона для описания фильтрационных процессов в сложно построенном коллекторе использовалась матричная модель. Предложенное Поллардом уравнение фильтрации отражает различные виды потерь давления, возникающих в трещиновато-кавернозно-поровом коллекторе при движении жидкости к скважине. Данный метод позволяет по кривым восстановления давления, полученным при исследовании объектов, графоаналитически оценить тип коллектора и динамическую емкость. Своеобразное графоаналитическое использование уравнения фильтрации (сначала построение графика в одних координатах

ln (P™-P), t, а потом в других 1п(Рпл -P-A-e"a,t), t, дало методу другое название - метод «разностных кривых». Предложено по соотношению коэффициентов динамической емкости пористой матрицы (кл) и межблоковых трещин (кт) характеризовать тип коллектора.

Использование данного метода для получения геологической информации на площадях Волгоградского Поволжья показало, что точки начального участка «разностной кривой» в течении первых минут восстановления давления не ложатся на прямую линию. По продолжительности это время соответствует времени искажения кривой восстановления давления послеприточным эффектом. Учитывая средние значения пьезопроводности трещиноватых систем девона, автором было определено максимально допустимое время искажения (t„=3 мин), которое сохраняет возможность определения данным методом типа коллектора.

Особый интерес при интерпретации данным методом представляют результаты многоцикловых исследований интервалов испытания. Так, при двухцикловом испытании по кривой восстановления давления первого и второго циклов испытания можно получить различную оценку. По первому циклу это будет почти всегда трещинный тип коллектора, - fio второму уже может быть трещинно-поровый или порово-трещинный. Следовательно, давать оценку типу коллектора методом Полларда-Пирсона по соотношению динамических емкостей надо обязательно с учетом времени дренирования. Оно должно быть достаточным для распространения влияния депрессии испытания на трещинную и блоковую структуры коллекторов. Промысловая практика использования данного метода позволила автору указать на правильный выбор временных режимов испытания: время притока второго (основного) цикла должно быть не менее 30 мин и превышать время притока первого цикла не менее, чем в 10 раз, время восстановления давления должно превышать время притока в два раза.

Использование метода Полларда-Пирсона в промысловой практике и сопоставление его результатов с материалами геофизических исследований, данными керна позволяет сделать вывод о его надежности и рекомендовать для оценки типа сложно построенного коллектора по данным пластоиспытателя.

Зарубежными авторами (D. Bourdet, R. Aguilera) предлагается интегральный метод оценки типа коллектора, основанный на анализе скорости изменения давления во времени. Благодаря высокой чувствительности метода усиливаются самые незначительные

изменения давления, которые в большинстве случаев позволяют безошибочно установить наличие сложного по строению коллектора в интервале испытания, а также точнее определять границы характерных составляющих процесса фильтрации. Метод предполагает исследование по графикам с двойной логарифмической сеткой производной восстанавливающегося давления по натуральному логарифму хорнеровского времени: ln(APt (T+t)/AtT), lilt.

Для определения фильтрационных параметров предложены наборы эталонных кривых, разработанных для конкретных типов коллекторов и условий исследования. Использование данного метода для получения емкостных характеристик девонских отложений Волгоградского региона требует разработки аналогичных эталонных кривых, что не входило в задачи автора. Этим ограничивается его применение для обработки данных испытания разведочных скважин пластоиспытателем.

Метод детерминированных моментов был предложен И.М. Аметовым, Б.С. Капцановым и И.Б. Басович для оценки неоднородностей коллектора по интегральным характеристикам кривой восстановления давления (р.;)- В качестве диагностического признака при интерпретации выбрана комбинация детерминированных моментов d=p<rH2/Hi2 и указаны пределы ее изменения для трех видов коллекторов: однородного l,9<d<2.5; зонально-неоднородного d>2,5 и трещинно-порового d<l,9. Предложены способы определения ряда гидродинамических параметров по графику КВД в координатах dAP(t)/dlnt, Int. Практическое использование данного метода для оценки типа коллектора по Романовской и Мирошниковской площадям показывает на его ограниченные возможности. Данный метод дает объективную оценку сложно построенного коллектора при условии отсутствия снижения проницаемости на определенную глубину в прискважинной зоне пласта. А поскольку снижение фильтрационных возможностей в прискважинной зоне сложно построенных коллекторов происходит довольно часто, особенно в трещинно-поровых и трещинных пластах, то оценка типа коллектора данным методом не всегда будет объективной.

До настоящего времени сохраняется проблема изменения фильтрационных возможностей прискважинной зоны пласта ввиду множества причин ее вызывающих. Методом регрессионного анализа по результатам испытаний пластоиспытателем проницаемых.

углеводородонасыщенных интервалов выделены 12режимно-технологических параметров скважин и характеристик пласта, существенно влияющих на снижение фильтрационных возможностей прискважинной зоны пласта (Г.Д. Сухоносов). Из всей совокупности параметров выделены четыре, предельные значения которых приводят к существенному увеличению значений характеристики состояния прискважинной зоны пласта КС: продолжительность циркуляции промывочной жидкости; показатель фильтрации промывочной жидкости, репрессия при вскрытии пласта бурением, фактическая начальная депрессия при испытании.

Автором было исследовано влияние репрессии и депрессии испытания на состояние прискважинной зоны сложных по строению пластов. Для установления зависимости КС от величин депрессии и репрессии испытания были использованы материалы 200 исследований пластоиспытателем карбонатных и небольшой части терригенных (16%) отложений. При анализе исходных данных была получена зависимость КС от величины депрессии (ДР) и типа коллектора, определенного по данным пластоиспытателя методом Полларда-Пирсона (рис. 2). Так, при депрессии 0<ДР<7,0 МПа терригенные и карбонатные ' пласты всех типов имеют неизменившееся состояние прискважинной зоны, то есть0,5<КС<2,0. В эту область попало 47 точек, соответствующих исследованию поровых, порово-трещинных, трещинно-поровых и трещиноватых интервалов бобриковского, задонско-елецкого, евлановско-ливенского, петинского, семилукско-рудкинского горизонтов в скважинах Романовской, Суводской, Иловатской, Чернушинской и других площадей. Следовательно, какой бы тип коллектора не исследовали при депрессии не более 7,0 МПа, прискважинная зона пласта сохраняет свои фильтрационные способности.

При депрессии 7,0<ДР<14,0 МПа КС принимает различные значения (0,5<КС<10,0) в зависимости от типа коллектора в интервале испытания. Если интервал испытания представлен поровым пластом, то при любой депрессии фильтрационная способность прискважинной зоны не меняется (КС<2,0). Для сложно построенных коллекторов значения КС увеличиваются с уменьшением продуктивной поровой части в исследуемом интервале и принимают максимальные значения для трещиноватых или кавернозно-трещиновато-поровых коллекторов. Данное заключение подтверждается характеристикой керна и данными геофизических исследований скважин.

КС

X* Дох,***

о

• • о

• о*

А. А

о

О О о

О*** •

О ООО

!°Ч0Л°°0

о О

5,0

10,0 15,0

х- 1 •- 2 3

А" 4

АР*

Рис. 2. График зависимости КС от величины депрессии для терригенных (1), порово-трещинных (2), трещинно-поровых (3) и трещинных (4) коллекторов

Влияние величины репрессии испытания на КС изучалось по той же совокупности испытаний. Оказалось, что увеличение репрессии испытания не влияет на значение параметра КС. Этим выводом величину репрессии испытания можно вынести из режимных факторов, влияющих на изменение фильтрационных характеристик прискважинной зоны для нефтеносных сложно построенных горизонтов Волгоградского Поволжья.

Таким образом, при испытании пластоиспытателем сложно построенных коллекторов с преимуществом трещин рекомендуется величина начальной депрессии испытания на пласт не выше 7,0 МПа. Выполнение этого условия позволяет объективно оценить продуктивность пласта и его гидродинамические характеристики.

Ограничение начальной депрессии испытания выполняет определенную экологическую роль, сокращая тем самым техногенное влияние на прискважинную зону пласта.

В ходе проведения исследований установлено:

• наиболее информативными для интерпретационного комплекса и соответствующими условиям испытания объектов пластоиспытателем являются методы Сваана и Полларда-Пирсона;

• дополнение данных методов рядом формул и методических приемов расширяет перечень определяемых характеристик;

• , правильный выбор режимно-технологических параметров повышает информативность кривых восстановления давления;

• практическая апробация методов на площадях Волгоградского региона и сопоставление результатов с геофизическими данными и данными керна подтвердили их состоятельность.

Следовательно, полная количественная оценка гидродинамических характеристик сложного по строению пласта по данным пластоиспытателя возможна при минимальном послеприточном эффекте, правильном выборе времени открытого и закрытого периодов испытания и режимных параметров, 'сохраняющих фильтрационные способности прискважинной зоны.

ГЛАВА 4. КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ СТРУКТУРНЫХ И

ФИЛЬТРАЦИОННЫХ_ХАРАКТЕРИСТИК_СЛОЖНО

ПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ. Для выделения и оценки параметров карбонатных коллекторов рекомендуется комплекс графоаналитических методов Сваана и Полларда-Пирсона, дополненных элементами из других методов и разработками автора, учитывающими влияние таких факторов, как послеприток, активность проявления, время дренирования и режим испытания пласта. Высокая точность определения фильтрационно-емкостных характеристик, типа коллектора, формы и размеров его матричных блоков обеспечивается при выполнении следующих условий испытания: интервал испытания должен быть не более 10 м, что частично обеспечивает сокращение времени послеприточного эффекта; продолжительность притока не должна быть менее 30 мин для основного цикла при многоцикловом испытании (при высокой активности проявления пласта время притока можно уменьшить, но не менее 10 мин); период восстановления давления должен превышать время притока в два

раза; депрессия для испытания сложных по строению коллекторов не должна быть выше 7,0 МПа; для интерпретации используется запись изменения давления зафильтрового манометра.

Оценка возможностей получения информации об объекте испытания проводится уже в ходе визуального осмотра диаграмм скважинного манометра. Если кривая восстановления давления имеет прямоугольную форму, либо темп роста давления на кривой низкий, либо время притока больше времени восстановления давления, то интерпретацию на предмет оценки параметров и типа карбонатного коллектора проводить не следует.

При получении интерпретируемой кривой восстановления давления, проводится анализ ее графика в координатах Р, с

учетом времени искажения (Чи) послеприточным эффектом, который рассчитывается либо по формулам, либо графоаналитическим методом по начальному участку кривой восстановления давления (Г.Д. Сухоносов, Ф.И. Тетерин). Величина времени искажения является определяющим критерием выбора интерпретационных моделей.

1. Если значение 1и больше фактического времени восстановления давления 0„>0, то есть все точки кривой давления находятся под влиянием послепритока (рис. 1, кривая 3), то возможна только качественная оценка состояния прискважинной зоны бесприточного пласта по данным многоцикловых испытаний.

2. Когда время искажения минимально (1„-»0) и график кривой восстановления давления имеет вид прямой (рис. 1, кривая 1), то можно сделать заключение об отсутствии участия в процессе фильтрации либо системы трещин, либо матричной части пласта. Предварительный вывод можно сделать по продолжительности времени притока: если Т<30 мин, то в интервале испытания работает только система трещин, если Т>30 мин, то поровая часть коллектора. Уточнить заключение помогут данные геофизических исследований или керна. По графику и соответствующим формулам оцениваются значения пластового давления (Рщ,), коэффициентов гидропроводности (кЬ/ц) и состояния прискважинной зоны пласта (КС), скин-эффекта (5) и пьезопроводности той части пласта (ге), которая участвует в процессе фильтрации.

3. При минимальном времени искажения и достаточном времени дренирования и восстановления давления, график кривой восстановления давления может иметь все характерные участки (рис. 1, кривая 2), которые несут информацию о сложно построенном

пласте. В данном случае графоаналитическими приемами определяют характеристики, как наиболее проницаемой трещиноватой части коллектора, так и его матричных блоков, в том числе их форму и размеры. По соотношению коэффициентов динамических емкостей (кт, кп) дают условную оценку типу коллектора.

4. Самым распространенным в практике интерпретации данных исследования сложно построенных коллекторов считается случай, когда на графике кривой восстановления давления (рис. 1, кривая 5) после времени искажения ^ имеется переходный участок (его часть) и конечный прямолинейный. В данном случае последний используют для оценки пластового давления, времени окончания перетока (х), коэффициентов гидропроводности и состояния прискважинной зоны пласта, скин-эффекта и пьезопроводности трещиноватой части (ае,) и всей системы пласта (аео). Коэффициенты динамических емкостей и тип коллектора в этом случае оцениваются методом Полларда-Пирсона. Используя полученные пластовые параметры и исходное уравнение фильтрации, подбором функций добиваются совпадения расчетной кривой восстановления давления с фактической, получая тем самым информацию о форме матричных блоков.

5. Если время послеприточного эффекта таково, что на графике кривой восстановления давления выделяется только один прямолинейный участок (см. рис. 1, кривая 4), то в данном случае можно оценить только Р™, (кЬ/ц),, КС, Б, ее,,. Дать заключение о типе коллектора и форме матричных блоков по данным пластоиспытателя не представляется возможным.

Автором приведены промысловые примеры использования интерпретационных моделей на практике.

Комплексной интерпретацией кривых восстановления давления, полученных пластоиспытателем на трубах, дана характеристика интервалов исследований карбонатных отложений Романовской и Мирошниковской площадей. Задонские, евлановско-ливенские и алатырские горизонты Романовской площади относятся к коллекторам со сложной структурой порового пространства: трещинно-поровым или порово-трещинным с приблизительно равными значениями коэффициентов динамических емкостей (к^кп). Проницаемость этих отложений неоднородная, причем средняя проницаемость нефтенасыщенных пропластков (к„«0,4-10"3мкм2) более чем на порядок ниже средней проницаемости водонасыщенных (кв«4,5-10'3 мкм2). Воронежские отложения представляют собой

трещиноватый тип коллектора, где динамическую емкость, обеспечивающую приток нефти и пластовой воды, составляют трещины-каверны с достаточно высокой средней проницаемостью (к«45-10"3 мкм2). Задонско-елецкие и евлановско-ливенские отложения Мирошниковской площади по результатам интерпретации относятся к порово-трещинному типу коллектора. Заключения по данным интервалам исследований подтверждаются керновыми данными и материалами геофизических исследований. По большинству испытаний Романовской и, особенно, Мирошниковской площадей отмечается снижение фильтрационных способностей прискважинной зоны (КС>2; ¿>2,5). Одной из причин такого состояния является нарушение режимного параметра для данного геологического района -превышение величины допустимой. депрессии испытания (ДР>7,0 МПа). Такое нарушение вызвало геоэкологические изменения в прискважинной зоне пласта и ограничило возможность полной оценки фильтрационно-емкостных параметров по целому ряду испытаний.

Предлагаемый интерпретационный комплекс вводится впервые и позволяет повысить достоверность информации об исследуемых объектах со сложной структурой поровбго пространства, необходимой для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений и прогнозирования опасных техногенных явлений (зоны трещиноватости, зоны с аномально низкими или высокими пластовыми давлениями ).

Для практического применения комплексной методики и рекомендаций с целью повышения надежности, расширения информативности метода пластоиспытателя на трубах и экологической безопасности необходимо:

• проводить испытание двумя циклами с достаточными периодами притока и восстановлениям давления основного цикла;

• применять глубинные приборы высокой точности и создавать на сложно построенный пласт депрессию не более 7,0 МПа;

• при интерпретации данных и выдаче заключений анализировать весь имеющийся материал (геофизический, геологический, керновый и др.) по объекту.

ГЛАВА 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПО ДАННЫМ ПЛАСТОИСПЫ-ТАТЕЛЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕНАСЫ-ШЕННЫХ ОБЪЕКТОВ. Для проверки достоверности оценки параметров нефтенасыщенных пластов в поисково-разведочных скважинах было проведено сопоставление результатов 170 испытаний пластоиспытателем и исследований их стационарными методами. В ходе анализа выяснилось несовпадение интервалов исследований пластоиспытателем и перфорации в колонне по многим скважинам. В итоге для сопоставления были выбраны те испытания и исследования по, 21 скважине, интервалы в которых практически совпадали или были близки друг к другу.

Учитывая принципиальные технические и режимно-технологические отличия предлагаемых видов исследований скважин, для проверки достоверности оценки были выбраны такие гидродинамические параметры и характеристики пласта, которые от них не зависят. Это характер насыщения пласта, его пластовое давление и коэффициенты гидропроводности, пьезопроводности , продуктивности. В ходе сопоставительного анализа установлено, что по данным пластоиспытателя достаточно достоверно можно оценивать следующие промысловые характеристики:

• характер насыщения испытанного интервала;

• пластовое давление (с допустимой погрешностью до 3 %);

• коэффициент продуктивности (с погрешностью до 40 %).

При сравнении значений дебитов притока пластового флюида получено, что в большинстве скважин (80 % от общего числа сопоставляемых) дебиты испытания в открытом стволе превышают значения дебитов в колонне в среднем в три раза. А поскольку йебит притока пластового флюида является ведущей промысловой характеристикой коллектора, возникла проблема: по информации, полученной при испытании нефтенасыщенных объектов пластоиспытателем в процессе бурения, выделить фонтанирующие и обеспечивающие промышленный дебит.

Для решения данной задачи были использованы соответствующие уравнения движения потока по прямым трубам (Ш.К. Гиматудинов) с учетом особенностей фильтрации нефти и газа и их фазовых превращений (Э.Д. Берчик). Для упрощения расчета изменения давления по стволу скважин от устья до глубины залегания пласта при движении пластового флюида были приняты допущения, что текущие значения коэффициента сверхсжимаемости газа для приведенных температуры Тпр=1,8 и давления РПр=4,5 МПа

определяются по известным графикам М. Стендинга и Д. Катца, что плотность нефти с растворенным газом находится в прямой пропорциональной зависимости от величины давления, что коэффициент растворимости газа для конкретной нефти является величиной постоянной, что влияние температуры не учитывается, а прирост глубины по стволу скважины составляет 10 м (ДН=10 м). Предполагалось, что движение потока будет происходить по трубе постоянного диаметра (с^) по одному из трех основных режимов протекания потока: ламинарному, переходному и турбулентному. Критерием оценки режима потока выбрана величина числа Рейнольдса (Ие). Коэффициент сопротивления трения единицы относительной длины трубы, в зависимости от режима течения, оценивается по формулам Гагена-Пуазейля и Блазиуса. По преобразованной автором формуле Дарси-Вейсбаха определяются потери давления на трение при движении жидкой фазы притока. Потери на трение при движении газожидкостной смеси оцениваются равенством, полученным при преобразовании формулы из работы Э.Д. Берчика. Для определения изменяющейся плотности потока по стволу скважин были использованы известные уравнения материального баланса (закон сохранения массы) и состояния реальных газов (закон Бойля-Мариотга и Клапейрона-Менделеева). Автором была получена формула расчета текущей плотности газожидкостной смеси (у,) в зависимости от величин физических параметров нефти и растворенного газа

г=_Уо+УуГ_ (1)

' 1+(Я-1)(Рн -РУ(Р„ -Р0)+г-Р0-Г(Рн -РМ)/(Ъ -(Р„ -Рв))

где уо,уг- - плотность нефти и газа при атмосферном давлении, г/см3; Г - газовый фактор, м3/м3; Р0 - атмосферное давление, МПа (принято, что Ро=0,1 МПа); Р„ - давление насыщения нефти газом, МПа; Ри - текущее давление по стволу скважины, МПа; В - объемный коэффициент нефти; г - коэффициент сверхсжимаемости газа.

И, наконец, давление по стволу скважины при движении газожидкостной смеси с учетом потерь на трение (ДРО будет оцениваться равенством

Р^Рм+ТгДН/ЮО + ДЪ. (2)

Как только значение Р; достигает значения давления насыщения Рн, изменяющаяся плотность жидкой фазы потока будет рассчитываться по формуле

У1 = Ун-(1-Ри(РгР|-.)), (3)

где ун - плотность нефти в пластовых условиях г/см3; Р„ - коэффициент сжимаемости нефти, МПа'1.

Тогда давление по стволу скважины с учетом потерь на трение при движении жидкости (ДР|) следует определять по уравнению

Р| - Рц + угЛН/100 + ДР|. (4)

По найденному значению давления на глубине залегания объекта испытания (Р3) - забойному давлению - можно определить прогнозный начальный дебит фонтанирования скважины при выполнении основного требования разработки, что Р3>Р„, и условии сохранения состояния прискважинной зоны пласта

Рф = Рн-(Рпл-Р,У(Рш1-Рт), (5)

где 0„ - дебит нефти, м3/сут; Рт - давление в конце периода притока, МПа.

Если требование Рз>Рн нарушается, следует увеличивать значение буферного давления (Р6) до тех пор, пока не наступит его выполнение.

Предлагаемая методика расчета позволяет оценить значения давления на любой глубине в скважине, начиная с давления на буфере и заканчивая давлением на глубине исследуемого интервала, а также рассчитывать значение начального дебита фонтанирования, которое может служить основанием для' оценки объекта испытания. Предлагаемая последовательность определения данных параметров в виде формул может быть использована в качестве алгоритма для расчета этих промысловых характеристик на ПЭВМ.

Проверка метода была проведена по материалам стационарных исследований нефтеносных горизонтов на Добринской, Памятной, Чернушинской площадях Нижнего Поволжья. Сопоставление результатов расчета забойного давления с величинами забойных давлений, замеренных при исследовании объектов в колонне с заданным буферным давлением, свидетельствует о высокой точности оценки Р3 по данным пластоиспытателя (£рз=3,0 %).

Для обеспечения практического использования данного метода непосредственно сразу после испытания объекта были рассчитаны эталонные графики зависимости давления от глубины и некоторых конкретных параметров нефти, газа и скважины. Для достижения оперативности получения информации разработаны палетки.

Более точную оперативную оценку забойного давления и начального дебита фонтанирования нефтенасыщенных пластов на разведочных площадях рекомендуется проводить по эталонным кривым изменения давления по глубине, рассчитанным по

характерным параметрам нефти и газа для определенных стратиграфических отложений. Такие палетки были построены по евлановско-ливенским и другим отложениям Волгоградского региона.

Сопоставлением значений Р3, рассчитанных по алгоритму и определенных по палеткам, установлено, что относительная погрешность оценки прогнозного забойного давления промысловой скважины по целевым палеткам не превышает 3 %, по другим палеткам погрешность достигает 10%. Исходя из полученных результатов, следует рекомендовать разработку и использование подобных палеток по нефтеносным горизонтам разведочных площадей для прогнозирования промысловой ценности скважины уже в процессе бурения.

Используя алгоритм расчета (метод подбора) или экспресс -методики (обратный порядок работы с эталонными кривыми), всегда можно спрогнозировать такое буферное давление, которое обеспечит нормальный эксплуатационный процесс. Это еще одно достоинство данной разработки.

В итоге проведенных исследований разработаны:

• алгоритм расчета значений забойного, буферного давлений и начального дебита фонтанирования нефтяных' скважин как в процессе поисково-разведочного бурения, так и при стационарных исследованиях;

• экспресс-методика оценки значений промысловых характеристик по эталонным кривым палеток.

Надежность разработок проверена и подтверждена результатами промысловых исследований девонских отложений.

Получение промысловых параметров нефтенасыщенных коллекторов в процессе бурения скважин сокращает сроки техногенных влияний на недра дополнительными исследованиями, исключает спуски эксплуатационных колонн на объекты, не представляющие промышленной ценности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе дано комплексное решение актуальной научной проблемы получения уже в процессе поисково-разведочного бурения по данным пластоиспытателя на трубах геологических, структурных, фильтрационных и промысловых характеристик карбонатных коллекторов, необходимых для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений,

геоэкологического прогнозирования опасных природно-техногенных явлений. Научные разработки на конкретных геоэкологических объектах были успешно применены для получения полной информации о пластах-коллекторах девона Волгоградского Поволжья.

Для публичной защиты соискателем выдвигаются следующие основные научно-практические результаты и положения.

1. Пластоиспытатель на трубах - как наиболее геоэкологически безопасный метод инструментальных наблюдений за процессами на забое скважин, обеспечивающий качественную и количественную характеристику исследуемым горизонтам. Информация, получаемая в процессе исследования методом пластоиспытателя, позволяет:

• исключить спуски эксплуатационных колонн на объекты, не представляющие промышленной ценности;

• сократить техногенные влияния на геологическую среду дополнительными исследованиями;

• спрогнозировать опасные природно-техногенные явления (зоны трещиноватости, зоны с аномально низкими или высокими пластовыми давлениями).

2. Перспективность на нефть и газ франско-фаменских отложений Волгоградского Поволжья подтверждена комплексным анализом особенностей их тектонического, литолого-стратиграфического строения и исследований пластоиспытателем.

3. Особенности фильтрации в сложно построенных коллекторах при кратковременном исследовании скважин пластоиспытателем и выбор методов интерпретации, предусматривающих получение фильтрационно-емкостных параметров пласта с учетом влияния режимно-технологических факторов.

4. Универсальный интерпретационный комплекс определения геологических, структурных и фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов, состоящий из интерпретационных моделей, определяющим критерием которых является время искажения кривой восстановления давления лослеприточным эффектом.

5. Метод прогнозирования промысловых параметров нефтенасыщенных пластов в процессе бурения.

Результаты исследований опубликованы в следующих работах:

1. Определение пьезопроводности пластов низкой активности проявления // Нефтяное хозяйство. 1980. №2. С.32-34 (совместно с Ф.И. Тетериным).

2. Оценка параметров прискважинной зоны по данным трубных испытателей пластов // Нефтяное хозяйство. 1982. №1. С. 17-20 (совместно с Ф.И. Тетериным).

3. Оценка гидродинамических параметров многопластовых систем по данным пластоиспытателя на трубах // Труды ВолгоградНИПИнефть. Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть, 1982. С.71-78 (совместно с Ф.И. Тетериным).

4. Оценка параметров призабойной зоны пласта по кривым восстановления забойного давления // Нефтяное хозяйство. 1984. №3. С. 22-24 (совместно с Ф.И. Тетериным).

5. Выделение коллекторов сложного типа по данным геофизических исследований и пластоиспытателя // Труды ВолгоградНИПИнефть. Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть, 1984. С. 170-173 (совместно с М.Е. Гоевой).

6. Оценка распределения депрессии при испытании загрязненного пласта // Нефтяное хозяйство. 1985. № 10. С. 47-78 (совместно с Ф.И. Тетериным).

7. Состояние призабойной зоны пласта при исследовании карбонатных отложений пластоиспытателем на трубах /ЛГруды ИГ иРГИ, М.: 1988. С. 138-142.

8. Оценка типа карбонатных коллекторов и их гидродинамических параметров по данным пластоиспытателя // Труды ИГ и РГИ, М.: 1990.С.97-102 (совместно с Ф.И. Тетериным)

9. К оценке начального дебита свободного фонтанирования нефтяных скважин по данным пластоиспытателей // Труды ВолгоградНИПИнефть. Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть, 1991. С. 139-145 (Совместно с Ф.И. Тетериным, Н.И. Анохиной).

10. Надежность оценки потенциальных возможностей нефтегазонасыщенных коллекторов по данным ИПТ // Нефтяное хозяйство. 1995. №7. С. 15-17 (совместно с Ф.И. Тетериным).