Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка методики оценки воздействия промывочных жидкостей на пласт гидродинамическими методами исследования скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка методики оценки воздействия промывочных жидкостей на пласт гидродинамическими методами исследования скважин"

На правах рукописи 004616668

СОРОКИН ПАВЕЛ МИХАЙЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ПЛАСТ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 9 ЛЕК 2010

Москва 2010

004616668

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении В1 шего профессионального образования «Тюменский государственный неф газовый университет» Сургутский институт нефти и газа (филиал), Фе рального агентства по образованию

Научный руководитель - доктор технических наук,

профессор Федоров Вячеслав Николаевич

Официальные оппоненты

доктор технических наук Пчелинцев Юрий Владимирович кандидат технических наук Вольпин Сергей Григорьевич

Ведущая организация

- Государственное унитарное

предприятие «Институт проблем тран порта энергоресурсов»

Защита состоится 15 декабря 2010г., в 1400часов, на заседании диссерта онного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой ханики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: 119991, Моек ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН адресу: 119991, Москва, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан 15 ноября 2010г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор техн. наук ___^.П. Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Разработка нефтяных и газовых месторождений представляет собой сложную проблему, для успешного решения которой требуются различные подходы. Это стало особенно актуальным на современном этапе, для которого характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа.

Пласты на разведываемых лицензионных участках ОАО «Сургутнефтегаз» имеют сложное геологическое строение, высокую неоднородность по проницаемости. В результате испытаний разведочных и поисковых скважин на таких лицензионных участках получены низкие дебиты нефти от 0,15 до 11 м3/сут при общей толщине пластов от 4 до 29м. Средний дебит нефти по разведочным и поисковым скважинам анализируемых лицензионных участков составил 1,8 м3/сут. при средней толщине пластов 13м (пласты АС10-АС|2, Ач3, ЮСг).

Анализ абсолютной газовой проницаемости керна, извлеченного из анализируемых интервалов испытания скважин, показывает широкий диапазон изменения от 0 до 130 мД. При первичном вскрытии таких пластов высокое значение имеет максимальное сохранение естественных фильтрационных параметров пласта и их определение на основе современных методов исследования.

Классическая теория фильтрации нашла широкое применение в разработке месторождений, вместе с тем она, как и всякая теория, может быть верна только в той области, где имеют силу основные допущения, на которых она основана. В основе классической теории фильтрации лежат математические модели механики сплошной среды, в соответствии с которыми вместо реальной горной породы рассматривается сплошная среда с некоторыми осредненными по объему свойствами.

В реальной же породе неоднородность проявляется на всех масштабных уровнях. В связи с этим можно предположить, что областью применимости классической теории является фильтрация нефти и газа в сравнительно однородных, средне и высоко проницаемых породах.

В случае резко неоднородных, в том числе случайного характера, низкопроницаемых породах необходима модификация классической теории фильтрации с целью учета сложности строения реальной горной породы и факторов, снижающих ее фильтрационные характеристики.

Цель работы. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений внедрением методики оценки негативного влияния технологических жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта, гидродинамическими методами исследования скважин.

Основные задачи исследования:

1. Анализ геологического строения сложнопостроенных низкопроницаемых коллекторов с целью выявления объектов исследования;

2. Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта в условиях воздействия технологических жидкостей в процессе строительства скважин при нестационарной инфильтрации жидкостей в продуктивные пласты;

3. Определение параметров пласта по результатам исследования скважин методами кривых восстановления давления (КВД) и установившихся отборов, разработка методики и программного продукта для обработки результатов промысловых исследований при нелинейной фильтрации;

4. Разработка методики исследования негативного влияния фильтрата технологических жидкостей на призабойную зону пласта;

5. Проведение гидродинамических исследований скважин для сопоставления результатов мониторинга скин-эффекта кольматажа с результатами испытания разведочного фонда скважин.

Методы исследования и достоверность результатов. Исследования базируются на теории фильтрации, лабораторных экспериментах на керне при соблюдении критериев подобия, анализе фактической промысловой информации по работе скважин с использованием современных методов обработки исходной информации.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных значений параметров пласта, полученных с применением разработанного пакета программ. Научная новизна:

1.Разработана научно-обоснованная методика оценки скин-эффекта кольматажа призабойной зоны пласта на основе сопоставления результатов физического моделирования в керне и обработки результатов гидродинамических исследований скважин;

2. Разработана научно-обоснованная методика минимизации воздействия технологических жидкостей на призабойную зону пласта на основе лабораторных испытаний на керне и определении скин-эффекта кольматажа.

Основные защищаемые положения:

1. Методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при фильтрации через керн;

2. Методика сравнения промысловых исследований скважин с модельными решениями, описывающими воздействия на ПЗП промывочными жидкостями;

3. Методика исследования и программный продукт для обработки результатов стационарной и нестационарной фильтрации нефти и газа.

Практическая ценность и реализация результатов

исследования:

1. Методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при фильтрации через керн позволяет оценить изменения параметров призабойной зоны пласта и подобрать оптимальный состав технологических жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пласта, глушения и т.д.;

2. Промысловые гидродинамические исследования скважин для оценки влияния технологических жидкостей на фильтрационные свойства призабойной зоны пласта позволяют обосновать технологию проводки, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов для эффективного сохранения фильтрационных свойств ПЗП при вводе месторождения в разработку.

3. Разработана методика автоматизации обработки кривых изменения давления в скважинах при гидродинамических исследованиях. Методика и программный продукт приняты для использования в Сургутском институте нефти и газа (филиал) ГОУ ВПО ТюмГНГУ, Сургутском управлении буровых работ №1 ОАО «Сургутнефтегаз».

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на: региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (ХМАО, г. Сургут, 2006г.); VI Региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии -нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2007г.); VII Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2008г.); научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 200б-2008г.г.).

Публикации.

По результатам исследований опубликовано 14 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, списка использованных источников из 118 наименования, содержит 180 страниц текста, 51 рисунок, 47 таблиц, 1 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи диссертации, показана научная новизна и практическая ценность выполненных исследований.

Первый раздел посвящен анализу дифференциации проницаемости по вскрытой толщине продуктивного пласта и методам оценки фильтрационных свойств призабойной зоны пласта гидродинамическими методами исследования скважин. В процессе исследований рассмотрено 22 лицензионных участка и месторождения, находящихся на стадии разведки. Для анализируемых пластов характерен значительный разброс значений газовой проницаемости при низких средних значениях, от десятых долей до (30+35)-10° мкм2. Начиная с момента вскрытия нефтяной залежи, по мере отбора жидкости, падение давления распространяется от скважины к контуру питания, что приводит к расширению жидкости и вытеснению за счет этого нефти в скважину. Этот процесс увеличения «радиуса действия» гк скважины является первой фазой неустановившегося движения. С момента, когда радиус воронки депрессии гк достигнет контура области питания, на котором в условиях водонапорного режима давление рк можно во многих случаях считать постоянным, движение жидкости станет установившимся и при решении практических задач можно считать жидкость несжимаемой.

Если количество жидкости, поступающей в пласт в области питания, меньше количества жидкости, отбираемой из пласта, или равно нулю, то движение жидкости в пласте будет происходить в условиях падения контурного давления, характеризующего истощение пластовой энергии. Этот процесс истощения нефтяной залежи является второй фазой неустановившейся фильтрации.

Использование уравнение Дюпюи для оценки потенциального дебита дает завышенные результаты расчетного дебита, поскольку не учитывает дополнительные потери давления на сопротивление, вызванное измененными фильтрационными параметрами в призабойной зоне пласта. Выявлено, что основной ошибкой, приводящей к существенному завышению расчетного дебита, является низкая точность и достоверность определения текущего значения радиуса контура питания, зависимого от пьезопроводности пласта и значений проницаемости призабойной и удаленной зон пласта.

Проведенные расчеты показали, что влияние несовершенства разведочных скважин по характеру вскрытия на приток пластового флюида незначителен (С/=0,0/), таким образом, наибольший вклад в потери давления в призабойной зоне пласта (ПЗП) вносит скин-эффект кольматажа.

Решению проблемы физического моделирования движения жидкости в пласте посвящены работы Д.А. Эфроса, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.П. Желтова, Ш.К. Гиматудинова, В.Н. Щелкачева, Б.Б. Лапука, A.A. Кочешни-кова, В.И. Хомутова, Г.Е. Малофеева, A.A. Акульшина, А.Г. Ковалева, В.В. Покровского, В.Г. Оганджанянца, A.A. Маца, Ю.Ф. Мещерякова, Б.Ф. Борисова и других. В данных работах для создания адекватной модели использовались различные критерии подобия.

В зависимости от характера решаемой задачи результаты физического моделирования соответствующим образом должны «переноситься на натуру» (оценочные задачи, выбор и прогноз технологии, расчет технико-технологических показателей разработки и т.п.).

Многие отечественные и зарубежные исследователи прилагают усилия в области физического и математического моделирования, решая конкретные промысловые задачи. В работах рассмотрены вопросы физического моделирования фильтрации жидкости в пористой среде. Исследователями выделяются параметры, влияющие на процесс фильтрации, из которых составляются безразмерные величины. Соблюдение равенства этих величин для модели и натуры является необходимым и достаточным, в некотором приближении, условием адекватности моделирования. Согласно П-теореме процесс, определяющийся п влияющими параметрами, к из которых имеют независимую размерность, можно охарактеризовать (n-k) безразмерными величинами.

Для расчета потенциального дебита вертикальной скважин предложена следующая схема, основанная на результатах исследования фильтрации на керне, отобранном из пласта дренируемого данной скважиной:

1. Исследование на керне фильтрации до и после воздействия технологическими жидкостями, идентичными тем, что использовались на скважине при бурении, освоении и испытании, с сохранением технологии воздействия;

2. Расчет коэффициента восстановления проницаемости образца керна и скин-фактора для условий наличия бесконечно тонкой пленки;

3. Расчет притока реальной скважины с учетом скин-фактора бесконечно тонкой пленки. Приток рассчитывается по каждому пропластку вскрытого скважиной пласта (по результатам геофизики). Соответственно, значение скин-фактора, рассчитанное для конкретного образца, привязывается по точке отбора керна к разрезу скважины.

4. На основании созданной модели производится расчет притока при условии нулевого скин-фактора.

Второй раздел посвящен разработке методики и программного обеспечения для определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследования скважин методами:

• кривых восстановления давления с учетом и без учета дополнительного притока жидкости в скважину после ее закрытия;

• прослеживания уровня в механизированных скважинах;

• установившихся режимов работы в случаях индикаторных диаграмм, имеющих линейную и криволинейную форму;

• приближенного решения задач фильтрации при нелинейном законе сопротивления.

Анализ результатов решений задач нелинейной фильтрации показали, что наибольшее влияние на приток жидкости к скважине, работающей с постоянным дебитом, оказывает начальный градиент давления. Его влияние на характер течения (нелинейность эффекта) увеличивается с уменьшением скорости фильтрации.

Результаты исследования скважин с учетом дополнительного притока жидкости после ее закрытия показали, что расхождение показателей пласта по проекту от рассчитанных, в среднем не превышает 3,5%.

Анализ результатов обработки индикаторных диаграмм показал, что средняя погрешность расчета параметров пласта с использованием разработанного программного продукта не превышает 2%. Разработанные методики и программный продукт можно использовать при проектировании разработки отдельных участков нефтяных месторождений.

Третий раздел посвящен методике определения скин-эффекта коль-матации. В качестве модели пласта используется колонка естественных кернов с идентичными стратиграфическими и физико-емкостными свойствами.

На основе анализа результатов испытаний пластов в разведочных скважинах, а также образцов керна, определены основные параметры пластовой системы и насыщающего флюида. Следуя теории подобия из определяющих параметров составляются совокупности безразмерных комбинаций, которые будут учитывать все внешние и внутренние силы данной системы. Безразмерные комбинации являются критериями подобия:

Где: к - проницаемость; ш - пористость; |л„, ц, - вязкость нефти, воды ; рн, р„ - плотность нефти, воды; а- температуропроводность; Рг -критерий Пран-дтля; gradp- градиент давления, Ар-перепад давления; ^-площадь фильтрации; Ь- длина образца; ¿-время фильтрации.

Ь. Ел. ^Р

а

Для того чтобы модель достоверно отображала натурный пласт, необходимо обеспечить равенство критериев подобия модели и пласта. Так при использовании керна при пластовой температуре и обжиме его давлением равным горному пористость ш, остается равной натурному ее значению. Керосин в пластовых условиях сходен с нефтью и его использование устанавливает равенство следующих критериев подобия для модели и натуры: ш„/т„ г„/г„. Температуропроводность а сохраняется в образце породы, и условие моделирования выполняется по критерию Прандтля Рг, характеризующему термодинамическое взаимодействие жидкости и скелета породы.

Результаты экспериментов показывают качественные и количественные характеристики влияния жидкостей первичного и вторичного вскрытия. Это позволяет дать рекомендации по применению данных жидкостей и прогнозировать продуктивные способности скважины после воздействия того или иного раствора.

По данным исследований установлено, что через определенное время прокачки керосина от двух до двадцати часов и более происходит стабилизация режима. Подобное явление имеет место при освоении скважин в момент ее запуска, когда вывод на режим длится от нескольких часов до нескольких недель. Для изучения данного процесса для нестационарного режима фильтрации в работе приводятся результаты исследований на керне при различных режимах прокачки с учетом воздействия на керн жидкостей, т.е. коэффициента восстановления проницаемости.

На основе полученных экспериментальных данных проведен анализ и построены графические зависимости времени выхода на режим стабилизации при прокачке керосина через керн на различных расходах. Коэффициент восстановления проницаемости для низкопроницемого керна (при одной и той же технологической жидкости) меньше на 40-50 % по отношению к средне и высокопроницаемому керну. Из рисунка 1 видно, что коэффициент восстановления для всех исследованных технологических жидкостей минимален при низкой проницаемости керна.

С ростом проницаемости растет и коэффициент восстановления. Это говорит о том, что загрязнение продуктивного пласта с высокими коллекторскими свойствами снижает проницаемость призабойной зоны не более чем на 50%. При этом необходимо отметить то, что буровой раствор с кольматантом ухудшает фильтрационные параметры на 30 - 35 % больше, чем без кольма-танта.

На основе анализа лабораторных исследований и промыслового опыта, предложены рецептуры и технологии приготовления солевых и малоглинистых биополимерных растворов с оптимальным составом..

Для определения сравнительной эффективности первичного вскрытия продуктивного пласта с применением различных систем биополимерных растворов на Конитлорском (пласт БСю), Восточно-Еловом (пласт ЮС[) и Западно-Сургутском (пласт БСю) месторождениях проведены опытно-промысловые работы, показавшие положительные результаты применения

Рисунок 1- Влияние начальной проницаемости керна на величину коэффициента восстановления проницаемости для различных технологических жидкостей.

Удельный коэффициент продуктивности на один метр длины ствола скважины в продуктивной толще для пласта БСю составляет - 0,058м3/ (сут-атм-м), для пласта ЮС1 - 0,016м3/(сут-атм-м). Данные значения продуктивности значительно превышают соответствующие удельные коэффициенты продуктивности скважин, пробуренных с применением других растворов.

При оценке эффективности солевых и глинистых биополимерных растворов по сравнению со стандартными глинистыми растворами на основе акриловых реагентов выявлено, что при проницаемости продуктивных объектов ниже 0,07 мкм2 наблюдается более качественное их вскрытие.

Так, согласно приведенным данным по Конитлорскому (пласт БСю, ECie) и Лукьявинскому (пласт АСю) и Назаргалеевскому (пласт АСп) месторождениям средняя технологическая эффективность составила от 17 до 38%.

Четвертый раздел посвящен опытно-промысловым работам по оценке технологической эффективности обработки призабойной зоны методами гидродинамических исследований скважин и сопоставлении их с результатами исследований.

Выполнен анализ результатов вскрытия и испытания продуктивных пластов на основе геофизических (ГИС) и гидродинамических исследований (ГДИ) по 50 скважинам, в т. ч. по 13 скважинам, законченных бурением на полимерном растворе, и по 37 скважинам - на глинистом растворе с КМЦ. При этом на 39 скважинах проведены ГДИ с учетом притока жидкости и 11 скважинах с помощью пластоиспытателей.

Для сравнения двух технологических решений фактические (Кфакт) и потенциальные (Кпотснц) коэффициенты продуктивности изображены на рис. 2 в логарифмических координатах и получены уравнения функции 1пКфакт =/ (1пКП0ТСНЦ.) Эмпирическая формула логарифмической зависимости продук-тивностей имеет вид

In Кфает = А(1пКпотенц - В)

Где Кфакт фактические и КПОтснц потенциальные коэффициенты продуктивности; А и В- расчетные коэффициенты.

Используя расположение прямых относительно логарифмических координат, рассчитаны коэффициенты А и В. По величине уклона данных прямых, построенных по результатам ГДИ скважин, законченных по различным технологиям на месторождении, можно судить о качестве применяемых технологий.

Рассчитанные коэффициенты А и В по группам скважин для каждого месторождения и формулы логарифмических зависимостей приведены в таблице 1.

Результаты сравнительного анализа показывают, что применяемые поли-мерглинистые растворы на основе реагентов Kern Pas, Poly Кет D оказывают меньше отрицательного воздействия на коллектор, чем глинистые растворы стабилизированные реагентами КМЦ.

-ЛшрАСМОПммершй раствор

I- Лянтор АСЗ-10 Глниетьй раствор

-^-ВйовжГОПшмеркый распор

-*-В£ло8оеЮС1 Ггачиоый раствср

ЗСуткутсюе 6С10 Полгаериый рэспор

нЗСуругоиВС11)Гш™ рэсгвор

Рисунок 2 - Зависимость фактической продуктивности от потенциальной пластов ЮСЬ БСШ, АС9_Ш, вскрытых бурением с применением полимерного бурового раствора и глинистого на основе КМЦ

Таблица 1 - Эмпирические формулы логарифмической зависимости фактической от потенциальной продуктивности скважин

Месторож дение, пласт Технология первичного вскрытия Коэффидиен ты Уравнение зависимости логарифмов фактической продуктивности Кф,„ ОТ потенциальной К„оташ

А В

Восточно -Еловое ЮС: Полимерный раствор 1,299 0,36 ЬпКф„„=1,299(ЬпКлоте1щ- 0,36)

Глинистый раствор с КМЦ 1,262 1,01 ЬпКфа„=1,262(ЬпКпотена- 1,01)

Западно-Сургутское ЕС ю Полимерный раствор 0,974 0,42 ЬпКфцкт =0,974(ЬпКпотищ- 0,42)

Глинистый раствор с КМЦ 1,24 0,87 ЬпКф,„=1,24(ЬпК„0ТСНЦ- 0,87)

Лянторское АСэ-ю Полимерный раствор 1,124 0,21 ЬпКф„„=1,124(ЬпКП0„нц- 0,21)

Глинистый раствор с КМЦ 1,284 0,52 ЬпКфа1„ =1,284(ЬпК„отс1щ- 0,52)

Наиболее благоприятные условия для вскрытия продуктивных пластов полимерные растворы по сравнению с глинистыми на основе КМЦ создают для низко- и среднепроницаемых пород-коллекторов с кпрон = 0,010+0,Юмкм2. Так по Восточно-Еловому месторождению для пласта ЮС[, имеющего проницаемость 0,005+0,02мкм2, продуктивность скважин, в которых первичное вскрытие пласта осуществлялось на полимерном растворе выше в 1,4 — 2,2 раза, чем в скважинах, пробуренных на глинистом растворе на основе КМЦ.

Для сопоставления результатов промысловых гидродинамических исследований с модельными решениями, учитывающими лабораторные данные, были проведены гидродинамические исследования скважины пласта АС12" Чапровского месторождения с целью определения продуктивных и фильтрационных параметров пласта после ГРП. Скважина отработана методом циклических депрессий (МЦД) при устьевых давлениях нагнетания 60, 70, 80, 90, 100, 110, 120, 130 атм. Затем на трех режимах по три часа при устьевых давлениях нагнетания 80, 100 и 120 атм. После первого и второго режима работы скважина остановлена на три часа. После третьего режима - на 24 часа для записи кривой восстановления давления (КВД). При отработке скважины на режимах контроль притока осуществлялся по изменению объема жидкости в желобной емкости. Рост объема жидкости наблюдается на всех режимах отработки (рис.3). По результатам отработки на режимах построена индикаторная диаграмма (рису. 4). На рисунке 5 представлен замер забойного давления по 3-му прибору. Давление по конечному участку КВД 3-го прибора равно 230,3 атм.

Видно, что давление недовосстановленно. Для его определения КВД обрабатывалась в координатах Хорнера, по которой пластовое давление на кровлю пласта - 241 атм. Фильтрационные свойства пласта определялись по методу наилучших совмещений с модельными кривыми (рисунок 6). Расчет дебита каждого пропластка при депрессии первого режима промысловых исследований (56,8атм.) проведен по формуле притока к вертикальной трещине, предложенной Р.Г. Шагиевым. Скин-фактор при воздействии акрилового полимерглинистого раствора на породу определялся при исследованиях фильтрации жидкости путем физического моделирования на керне и равен 0,11.

Расчетные дебиты пропластков приведены в таблице 2. Окончательный суммарный дебит пропластков превышает полученный при промысловых исследованиях. При ГРП трещина устремляется по наиболее проницаемым пропласткам, значит, исключая пропластки по одному от менее проницаемого к более проницаемому, можно определить какие из них выключены. В частности, дебит скважины 43,2 м3/сут фактически обеспечивают прослои от 0,89 мД и более.

1-й цикл

2-й цикл —3-й цикл

Рисунок 3 - Приток жидкости по трем циклам отработки.

дебит, м3/суг

О 20 40 60 80

Рисунок 4 - Индикаторная диаграмма.

Дажыа па сквяжмне I ВЭ01_3 от 25 03.2005

2сут 2сут 2сут

аимОсея SчосSмин0см 12час0мм0сп 19час3mmi0сек 59мж0еяс вчасЗДимнОсш 14час0мм*0см

Воемя

Рисунок 5 - Изменение забойного давления по 3-му прибору.

...л-*---" yAJ

0,25 0,5 0,75 0 1,25 °о

logt

Рисунок 6 - КВД и ее производная в билогарифмических координатах.

В главе проведено сопоставление результатов исследования скважин с модельными решениями. Приведенные сведения о распределении газовой проницаемости керна по интервалу испытания некоторых разведочных скважин показывают, что прослои с проницаемостью до 10*10"3 мкмг составляют основные толщины испытываемых продуктивных пластов.

Таблица 2 - Дебит по пропласткам пласта АС)22 Чапровского месторождения

Пропорциональные мощности, и Проницаемость по газу, иД Проницаемость пожндаосте, мД Дебит, по проницаемости по газу, м7суг Дебит, м7сут Дебит с учетом скин фактора м'/сут

О," 1.74 0,76 4,94 3,26 2,94

0.37 0,68 0,30 3,09 2,04 1,84

1,30 2,68 1,17 21,67 14,29 12,88

0,20 0,76 0,33 1,74 1,15 1,04

0.98 3,58 1,56 18,90 12,47 11,24

0,71 0,97 0,42 7,13 4,70 4,24

2,22 2,04 0,89 32,11 21.17 19,08

0,74 0,71 0,31 6,31 4,16 3,75

1,11 2,75 1,20 18,64 12,29 11,08

ИТОГО: 114,53 75,53 68,09

Редкие прослои с проницаемостью большей 10*10"3 мкм2 не превышают нескольких десятков сантиметров.

В таких скважинах при испытании получают притоки пластового флюида с дебитом менее 1 м3/сут. Так, в скважине Чанатойской площади прослой с проницаемостью 15,5*10'3 мкм2 составляет 11см, а остальная толщина испытываемого объекта (более 7м) представлена породой с проницаемостью меньшей 1*10"3 мкм2. При испытании данного объекта получен приток меньше 0,5 м3/сут. При оценке расчетного дебита в данной скважине должен быть приток около 3 м3/сут при депрессии 60-70 атм. и обеспечении совершенства вскрытия пласта (нулевом значении скин-фактора от кольматажа). В скважине Северо-Чанатойской площади более 4м нефтенасыщенной толщины порода представлена средней газовой проницаемостью 60*10"3 мкм2, а остальная нефтенасыщенная толщина (более 8м) представлена проницаемостью до 10*10° мкм2.

При испытании этого объекта получен приток нефти 11 м3/сут. Расчетный дебит для данного пласта составил примерно 70 м3/сут при совершенстве вскрытия пласта и нулевом скине кольматажа. Расчетный дебит 11 м3/сут получается при скине кольматажа, равным 49, и скине кольматажа низкопроницаемой части пласта, равным 90, т.е. практически отключенной мощности пласта с газовой проницаемостью менее 10*10"3 мкм2.

Для анализа результатов испытания разведочных скважин привлечены результаты гидродинамических и геофизических исследований, выполненных в скважинах, где отбирался керн. Для определения скоростей фильтрации и распределения градиента давления в окрестности скважин использовались значения нефтенасыщенных толщин, определенных по геофизическим исследованиям.

В разделе показаны расчетные дебиты пропластков в отдельности, а также в общем. Депрессия определялась по результатам испытаний данных пластов при снижении динамических уровней, вязкость взята из результатов анализа глубинных проб нефти рассматриваемых пластов и месторождений с учетом обводненности или (при отсутствии данных) с соседних месторождений, но аналогичных пластов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ результатов исследований (кернового материала, ГИС, ГДИС) большого количества скважин Сургутского свода показал, что влияние несовершенства скважины по характеру вскрытия на приток пластового флюида незначителен (С;=0,<?7), а наибольший вклад в потери давления в призабойной зоне пласта вносит скин-эффект кольматажа.

2. Разработана методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния фильтрации через керн различных технологических жидкостей (первичного, вторичного вскрытия, глушения, консервации).

3. Предложена методика расчета потенциального дебита вертикальной скважины на основе результатов исследования фильтрации на керне, отобранном из пласта в данной скважине.

4. Разработаны и программно реализованы алгоритмы для обработки данных

гидродинамических исследований скважин и пластов методами:

• установившихся режимов работы в случаях индикаторных диаграмм, имеющих линейную и криволинейную форму;

• приближенного решения задач нестационарной фильтрации при нелинейном законе сопротивления.

5. На основе лабораторных исследований выявлено, что коэффициент восстановления проницаемости для низкопроницемого керна (средняя газовая проницаемость до 10x10° мкм2), при одной и той же технологической жидкости, меньше на 40-50% по отношению к средне и высокопроницаемому керну.

6. Доказано, что загрязнение продуктивного пласта с высокими коллектор-скими свойствами снижает проницаемость призабойной зоны не более чем на 50%. Показано, что технологические жидкости с широкой фракцией кольматанта ухудшают фильтрационные параметры на 30 - 35% больше, чем без кольматанта. Таким образом с ростом проницаемости растет и коэффициент восстановления

7. Разработана методика обработки и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин, которая позволяет:

• определять фильтрационные и продуктивные параметры исследуемого интервала (или интервалов) пласта;

• определять работающие интервалы пласта.

Методика обработки и интерпретации результатов гидродинамических исследований положена в основу СТП-103-2010 «Система контроля качества строительства скважин», принятого в ОАО «Сургутнефтегаз».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах-.

1.Сорокин П.М. Алгоритм решения задачи автомодельных пологих безнапорных движений жидкости с нулевым начальном уровнем жидкости и напора // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып.З .-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.-е. 104-111

2.Сорокин П.М^Алгоритмизация задач неизотермической фильтрации жидкости / Сорокин П.М., Кучумов РЛ. // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып.З.-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.-С.111-114

3.Сорокин П.М. Алгоритмизация расчета фильтрационно-емкостных свойств пласта по результатам газогидродинамического исследования / Сорокин П.М., Кучумов РЛ. // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып.З.-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.-е. 115-119

4.Сорокин П.М. Построение функции влияния по данным гидродинамических исследований пластов методом гидропрослушивания / Сорокин П.М., Кучумов Р.Я.// Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып.З .-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.-С.120-128.

5.Сорокин П.М. Интерпретация и исследования результатов вычислительного эксперимента по гидропрослушиванию пластов // Сб.науч.тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып.З .-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.-с.128-134

6.Сорокин П.М. Разработка алгоритма и программного продукта для обработки кривых гидропрослушивания / Сорокин П.М., Кучумов РЛ., Бахарев М.С. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Вып.7.-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007,-с.117-124

7. Сорокин П.М. Численное моделирование показателей безнапорного движения жидкости при начальном нулевом уровне жидкости и напора / Сорокин П.М., Бахарев М.С. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Вып.7.-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007,-с.129-135

8. Сорокин П.М. Результаты численного моделирования решений задач нестационарной фильтрации жидкостей / Сорокин П.М., Кучумов Р.Я. // Сб.науч.тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Вып.7.-Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007,-с.135-142

9. Сорокин П.М. Моделирование задач неизотермической фильтрации жидкости // Новые технологии - нефтегазовому комплексу. Материалы VI per. науч,-техн.конф.-Тюмень:Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.-е.65-66

10. Сорокин П.М. Разработка программного продукта для расчета фильтраци-онно-емкостных свойств пласта по результатам газогидродинамического исследования // Новые технологии - нефтегазовому комплексу. Материалы VI per. науч.-техн.конф.-Тюмень:Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.-c.67-69.

11. Сорокин П.М. Численное моделирование решений задач нестационарной фильтрации жидкостей / Сорокин П.М., Кучумов Р.Я. // Новые технологии -нефтегазовому региону. Материалы VII Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2008. - с. 86-88

12. Сорокин П.М. Анализ результатов численного моделирования решений задач нестационарной фильтрации жидкостей / Сорокин П.М., Кучумов Р.Я. // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - Уфа: 2008. - http://www.ogbus.ru/ authors/Kuchumov/ Kuchumov_2.pdf.

13. Сорокин П.М. Алгоритм обработки результатов исследования механизированного фонда скважин методом волны давления / Сорокин П.М., Кучумов Р.Я., // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: 2008 - № 11. -с. 30-34

14. Сорокин П.М. Оценка эффективности воздействия буровых растворов на фильтрационные свойства призабойной зоны пласта / Сорокин П.М., Федоров В.Н. //НТЖ «Бурение и нефть».-М.:2010.-№5.

Соискатель

П.М. Сорокин

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сорокин, Павел Михайлович, Москва

61 11-5/499

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Сургутский институт нефти и газа (филиал)

на правах рукописи

СОРОКИН ПАВЕЛ МИХАЙЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ПЛАСТ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ИССЛЕДОВАНИЯ

СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Федоров В.Н.

Москва 2010

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 1

1 ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА МЕТОДАМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН 5

1.1 Анализ геологического строения сложнопостроенных залежей 5

1.2 Причины изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта 15

1.3 Виды несовершенства скважин. Скин-эффект 24

1.4 Способы определения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта методами гидродинамических исследований скважин 30

1.5 Выводы по главе 1 34

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ И ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН 38

2.1 Методы обработки результатов ГДИС методом КВД 38

2.2 Метод обработки результатов ГДИС методом установившихся отборов 45

2.3 Методика приближенного решения задач фильтрации при нелинейном законе 47

2.4 Интерпретация результатов ГДИС при нестационарной фильтрации 57

2.5 Выводы по главе 2 70

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СКИН-ЭФФЕКТА КОЛЬМАТАЦИИ 72

3.1 Методика определения скин-эффекта кольматации стенок

скважины 72

3.2 Лабораторные испытания различных технологических жидкостей на керне 83

3.3 Обоснование применения технологических жидкостей для строительства скважин в Западной Сибири 99

3.4 Выводы по главе 3 112 4 ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ ПО ОЦЕНКЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБРАБОТКИ

ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ МЕТОДАМИ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН 114

4.1 Промысловые исследования для оценки влияния технологических жидкостей бурения и глушения на фильтрационные свойства призабойной зоны пласта 114

4.2 Сопоставление результатов исследований с модельными решениями 123

4.3 Сопоставление результатов исследований с результатами испытания разведочных скважин 149

4.4 Выводы по главе 4 166 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 168 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 170 Приложения 180

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Для современного состояния разработки месторождений характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа на лицензионных участках ОАО «Сургутнефтегаз». Пласты на разведываемых участках имеют сложное геологическое строение, высокую неоднородность по проницаемости. В результате испытаний разведочных и поисковых скважин получены низкие дебиты нефти от 0,15м7сут. до

о

11м/сут. при общей толщине пластов от 4м до 29м. При первичном вскрытии таких пластов высокое значение имеет максимальное сохранение фильтрационных параметров пласта, для снижения гидродинамического несовершенства скважин, учитываемого скин-фактором.

Современные методы исследования скважин не позволяют выделить отдельные факторы, оказывающих влияние на скин-фактор, несовершенства по характеру вскрытия. Для повышения эффективности разработки месторождений требуется создание принципиально новых подходов в области гидродинамических исследований скважин и моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений с использованием современных технологий, в том числе моделирования на керне.

Классическая теория фильтрации нашла широкое применение в

разработке, вместе с тем она, как и всякая теория, может быть верна только в

той области, где имеют силу основные допущения, на которых она основана.

В основе классической теории фильтрации лежат математические модели

механики сплошной среды, в соответствии с которыми вместо реальной

горной породы рассматривается сплошная среда с некоторыми

осредненными по объему свойствами. В реальной же породе неоднородность

проявляется на всех масштабных уровнях. В связи с этим можно

предположить, что областью применимости классической теории является

фильтрация нефти и газа в сравнительно однородных, средне и высоко

проницаемых породах. В случае резко неоднородных, в том числе

1

случайного характера, низкопроницаемых породах необходима модификация классической теории фильтрации с целью учета сложности строения реальной горной породы.

Цель работы. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений внедрением методики оценки негативного влияния технологических жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта, гидродинамическими методами исследования скважин.

Основные задачи исследования:

1. Анализ геологического строения сложнопостроенных низкопроницаемых коллекторов с целью выявления объектов исследования;

2. Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта в условиях воздействия технологических жидкостей в процессе строительства скважин при нестационарной инфильтрации жидкостей в продуктивные пласты;

3. Определение параметров пласта по результатам исследования скважин методами кривых восстановления давления (КВД) и установившихся отборов, разработка методики и программного продукта для обработки результатов промысловых исследований при нелинейной фильтрации;

4. Разработка методики исследования негативного влияния фильтрата технологических жидкостей на призабойную зону пласта;

5. Проведение гидродинамических исследований скважин для сопоставления результатов мониторинга скин-эффекта кольматажа с результатами испытания разведочного фонда скважин.

Методы исследования и достоверность результатов. Исследования базируются на методах исследования скважин и пластов, применяемых на практике, анализе фактических данных исследования с использованием современных методов обработки исходной информации.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости

фактических и расчетных значений параметров пласта, полученных с применением разработанного пакета программ.

Научная новизна:

1. Разработана научно-обоснованная методика оценки фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта на основе обработки результатов гидродинамических исследований скважин;

2. С целью оценки результатов исследований скважин гидродинамическими методами разработана научно-обоснованная методика минимизации воздействия технологических жидкостей на призабойную зону пласта на основе сравнения с лабораторными испытаниями на керне.

Основные защищаемые положения:

1. Методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при фильтрации через керн;

2. Методика сравнения промысловых исследований скважин с модельными решениями, описывающими воздействия на ПЗП промывочными жидкостями;

3. Методика исследования и программный продукт для обработки результатов стационарной и нестационарной фильтрации нефти и газа.

Практическая ценность и реализация результатов исследования:

1. Методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при фильтрации через керн позволяет оценить изменения параметров призабойной зоны пласта-и подобрать оптимальный состав технологических жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пласта, глушения и т.д.;

2.Промысловые гидродинамические исследования скважин для оценки

влияния технологических жидкостей на фильтрационные свойства

призабойной зоны пласта позволяют обосновать технологию проводки,

первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов для эффективного

3

сохранения фильтрационных свойств ПЗП при вводе месторождения в разработку.

3. Разработана методика автоматизации обработки кривых изменения давления в скважинах при гидродинамических исследованиях. Методика и программный продукт приняты для использования в Сургутском институте нефти и газа (филиал) ГОУ ВПО ТюмГНГУ, Сургутском управлении буровых работ №1 ОАО «Сургутнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (ХМАО, г. Сургут, 2006г.); VI Региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2007г.); VII Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2008г.); научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006-2008г.г.).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 14 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, списка использованных источников из 118 наименования, содержит 180 страниц текста, 51 рисунок, 47 таблиц, 1 приложения.

1 ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА МЕТОДАМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

1.1 Анализ геологического строения сложнопостроенных залежей

В процессе исследований рассмотрено 22 лицензионных участка и месторождения, находящихся на стадии разведки. Обобщенные данные по средней газовой проницаемости, диапазону изменения проницаемости пластов, представленных керном, разведываемых лицензионных участков приведены в таблице 1.1. Для анализируемых пластов характерен значительный разброс значений газовой проницаемости при низких средних значениях - от десятых долей до (30-35)* 10~3 мкм2. При такой неоднородности интерес представляет анализ дифференциации проницаемости по вскрытой толщине продуктивного пласта. В табл. 1.2 приведены сведения о распределении газовой проницаемости керна по интервалу испытания некоторых скважин. Из таблицы видно, что прослои с газовой проницаемостью до 10*10"3 мкм2 составляют основные толщины испытываемых продуктивных пластов. Редкие прослои с проницаемостью

3 2

большей 10*10 " мкм не превышают нескольких десятков см. В таких скважинах при испытании получают притоки пластового флюида с дебитом менее 1 м /сут. Так, в скважине Чанатойской площади прослой с проницаемостью 15,5*103мкм2 составляет 11см, а остальная толщина испытываемого объекта (более 7м) представлена породой с газовой проницаемостью меньшей 1*10~3мкм2. При испытании данного объекта получен приток меньше 0,5м /сут. При оценке расчетного дебита в данной скважине должен быть приток около Зм"/сут при депрессии 60-70атм и обеспечении совершенства вскрытия пласта (нулевом значении скин-фактора от кольматажа). В скважине Северо-Чанатойской площади более 4м нефтенасыщенной толщины порода представлена средней газовой проницаемости.

1 Таблица 1.1 Сводная таблица проницаемости керна пластов разведываемых участков ОАО "Сургутнефтегаз", мД.

Месторождение; л/у АС(Ю) АС(Ю)2 АС(11)0 АС(ц)1 АС( п)02 АС(П)2 АС(Ц)3 АС(,2)1 Ач(3) ЮС(од юс(1) юс(2)

Ватлорское м/р 0,70 (0,151,69) 15,9 (0,096,0) 30,86 (0,0129,8); 0,99 (0,02-22,08) 35,8 (0,0171,6) 2,00 (0,0010,80) 0,98 (0,013,55). 0,03 (0,02-0,04)

Верхне-Надымский л/у 1,63 (5,2; 8,2); 6,04 (5,189,42) 0,04 (0,010,06) 0,20 (0,000,70); 0,08 (0,000,38)

Восточно - Мытаяхинский л/у 1,73 (0,263,83) 0,01 (0,000,04)

Западно - , 1 Эргинское м/р 0,44; 0,031,3. 1,07; 0,05-6,94

Кондинский л/у 2,65; 0,198,43. 1,96; 0,09-4,24. 3,79; 0,0-8,94. 1,65; 0,0-5,71. 3,36; 0,117,54. 4,16; 0,0-23,29 0,04; 0,010,10. 1,18; 0,02-3,24. 3,07; 0,086,69 1,67; 0,137,21. 0,24; 0,0-0,53. 0,82; 0,21,93. 0,66; 0,0-1,93. 0,07; 0,00,4. 0,82; 0,0-2,04. 0,75; 0,033,73

Таблица 1.2 - Распределение газовой проницаемости керна по интервалу испытания разведочных скважин

Месторождение; площадь Индекс пласта Интервал отбора керна, м Вынос керна, м Длина интервала, м Абсолютная газовая проницаемость параллельно напластованию (КА-210, обжим - 500р8ь), мД

Северо-Чанатойская площадь АС11(01) 2723,60 2742,20 15,90 из 18,60 5,15 -

АС11(01) 2,00 -

АС 11 (01) 0,45 0,04

АС11(01) 1,00 6,23 (2,96-8,62)

АС11(01) 4,02 60,92 (23,92-129,80)

АС11(01) 0,15 2,98

АС11(01) 0,08 0,00

АС11(01) 0,65 22,02

АС11(01) 2,40 4,6 (2,59-5,71)

Чанатойская площадь АС11 (01) 2666,00 2682,20 7,89 из 16,20 2,28 0,15 (0,02-0,62)

АС11 (01) 0,11 15,51 (8,95-22,08)

АС11 (01) 5,5 0,11 (0,02-0,34) ,

Кондинское АС11(1) 2648,40 2660,00 9,84 из 11,6 9,84 2,65 (0,19-8,43)

Кондинское АС11(1) 2642,80 2655,40 6,4 из 12,6 6,40 1,96 (0,00-4,24)

Кондинское АС11(1) 2632,60 2650,00 15,27 из 17,40 2,05 0,17 (0,00-0,39)

АС 11(1) 7,00 2,38 (1,12-3,50)

АС11(1) 0,57 -

АС11(1) 2,50 3,89 (1,18-6,39)

АС 11(1) 0,15 -

АС11(1) 2,44 5,83 (1,21-8,94)

АС11(1) 0,09 -

АС11(1) 0,10 5,84

АС11(1) 0,37 -

Северо-Кондинское АС11 (1) 2670,00 2676,80 2675,50 2685,20 10,30 из 13,90 0,30 5,71

АС11 (1) 4,30 1,3 (0,00-1,80)

АС 11 (1) 0,70 3,73 (3,54-3,91)

АС 11 (1) 1,75 0,22 (0,03-0,50)

АС 11 (1) 2,38 2,98 (4,91-1,04)

АС 11 (1) 0,87 0,84 (0,44-1,54)

3 2

60*10" мкм , а остальная нефтенасыщенная толщина (более 8м) представлена проницаемостью до 10*10"3 мкм2. При испытании этого объекта

о

получен приток нефти 11м /сут. Расчетный дебит для данного пласта составил примерно 70 м3/сут при совершенстве вскрытия пласта и нулевом скине кольматажа. Расчетный дебит 11 м"/сут получается при скине кольматажа, равным 49, и скине кольматажа низкопроницаемой части пласта, равным 90, т.е. практически отключенной мощности пласта с газовой проницаемостью менее 10*10"3 мкм2.

Анализ продуктивных коллекторов по минералогическому составу, структуре пород подробно отражены в работах [100, 101], где также рассмотрены вопросы классификации горных пород по фильтрационно-емкостным свойствам, литологии и структуре порового пространства. Эта классификация учитывает особенности продуктивных пластов месторождений Сургутского свода. Достаточно отметить, что согласно известной классификации пород продуктивных терригенных отложений по Муслимову Р.Х., Долженкову В.Н., Зинатуллину Н.Х., приведенной в частности в работе [100], к породам - не коллекторам отнесены пласты с пористостью менее 12,6%, проницаемостью менее 0,03мкм , нефтенасыщенностью менее 50%, т.е. практически все продуктивные пласты поисковых и разведываемых лицензионных участков.

Это хорошо иллюстрируется приведенными в таблице 1.1 данными, где продуктивные пласты 10 лицензионных участков характеризуются средней газовой проницаемостью от 0,06*10"3 мкм2 до 35,8*10"3 мкм2. При этом необходимо отметить, что проницаемость по воздуху в 5- 10 раз выше фазовой проницаемости нефти. Таким образом, структура запасов нефти на разведываемых лицензионных участках ОАО «Сургутнефтегаз» согласно -известным классификациям относится к не извлекаемым. Однако промысловые испытания продуктивных пластов разведочных скважин показывает, что в ряде случаев получены промышленные притоки нефти.

Из более 20 лицензионных участков, выделены разведочные скважины (представленные керном), результаты испытаний которых приведены в таблице 1.2. Керн, в основном, представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые, аркозовые и полимиктовые. Алевролиты и аргиллиты серого и темно-серого цвета, реже зеленовато-серого, вишнево-серого цвета и коричневатые. В таблице приведены сведения о типах перфораторов, которыми осуществлялось вторичное вскрытие. Только в скважине Кондинской площади испытания пласта АСп1 проводились в открытом стволе. Вопросы влияния типов перфораторов и плотности перфорации на эффективность вторичного вскрытия, технологии вторичного вскрытия рассмотрены в работе [87], где отмечается, что наиболее эффективным является перфорация на депрессии.

Известно из ранее выполненных исследований [87, 100, 101], что нарушенная призабойная зона низкопроницаемого пласта характеризуется большим скиновым перепадом давления (потерями депрессии в призабойной зоне пласта) и градиент давления в пласте становится соизмеримым с капиллярным давлением, препятствующим движению жидкости к забою скважины. Так, в частности, результаты исследований, приведенные в работе [100], показывают, что для низкопроницаемого керна (средняя газовая проницаемость до 1010" мкм") средние значения коэффициента восстановления проницаемости для одного керна в среднем не превышают 27% после воздействия различных технологических жидкостей бурения, используемых при первичном вскрытии (IKF, Kern Pas, Poly Кет D). В то же время для колонки из трех кернов тот же коэффициент уже не превышает 18,7% (т.е. уменьшился на 8,3%). При этом анализу совсем не подвергались объем и время фильтрации через керн технологических жидкостей бурения и керосина. Из результатов в работе [100] видно, что для прокачки Зсм" потребовалось более 20 часов. В указанной работе, к сожалению, не приводится время и объем прокачки керосина до и после воздействия буровых жидкостей на колонку керна. Однако есть основания предполагать, что время прокачки одинакового объема керосина до воздействия на керн

Площадь Пласт ' Характ