Общая характеристика прискважинной зоны пласта

В нефтепромысловой практике важной задачей является достоверная информация о состоянии как призабойной, так и удаленной зон пласта в процессе эксплуатации нефтяных или газовых залежей. Эта достоверность зависит как от способа испытания скважин, так и от метода интерпретации результатов гидродинамических исследований, учитывающих или не учитывающих те или иные геологопромысловые факторы. При определении параметров по кривым восстановления давления (КВД) обычно используется асимптотически прямолинейный участок кривых преобразованных зависимостей давления от времени. На этом участке уже не сказывается несовершенство скважины, приток в скважину после ее остановки и влияние внешних границ пласта. Следовательно, определенные параметры пласта в этих условиях не будут характеризовать состояние призабойной зоны, а дадут лишь усредненные характеристики удаленной зоны от скважины. Однако и промежуточный участок может быть искажен, например, влиянием длительного перетока жидкости в основной продуктивный пласт из смежных малопроницаемых прослоев или из блоков в трещины в трещиновато-пористых коллекторах. Искажение асимптотических участков КВД может быть вызвано также влиянием деформации поверхности раздела двух жидкостей (наличие конусов воды и газа). В связи с этим для оценки параметров пласта вблизи скважины необходимо использовать начальные участки КВД, на вид которых существенно влияет приток в скважину после ее остановки.

На точность определения параметров пласта (коэффициентов гидропроводности) в призабойной зоне значительное влияние окажет учет несовершенства скважины при обработке начальных участков КВД. Это обстоятельство практически подтверждается работами [46, 47, 48]. Например, в работе [46] представлены эталонные кривые (КВД) для определения параметров пласта с учетом относительного вскрытия и установления факта наличия зоны пониженной или повышенной проницаемости вблизи скважины. В работе [48] приведены данные, свидетельствующие о том, что при испытании нефтегазонасыщенных интервалов по скважинам нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири в открытом стволе и обсаженных скважинах параметры (пластовое давление, коэффициенты продуктивности и подвижности) в первом случае оказались выше. Очевидно, основной причиной этого является загрязнение призабойной зоны. Однако неучет несовершенства скважин также может повлиять на точность определения параметров пласта. Например, если при обработке КВД не учтены дополнительные фильтрационные сопротивления за счет относительного вскрытия и перфорации, то коэффициент гидропроводности (Kh / m) может оказаться заниженным.

Результаты работы [48] еще раз подтверждают тот факт, что при бурении и освоении скважин возможно образование в окрестности скважины области с пониженной проницаемостью, о чем свидетельствует характер преобразованных КВД с двумя асимптотически прямолинейными участками. Достоверность приведенных данных обусловлена тем, что испытания были проведены по 22 скважинам полным циклом с записью кривых притока КВД при закрытии скважин на забое.

Влиянию неоднородности пласта на параметры, определяемые по кривым нарастания и стабилизации пластового давления, посвящены и более ранние работы [49-54]. Интересные результаты получены авторами работы [53], проводившими исследования на электроинтеграторе по определению параметров пласта при непрерывном изменении проницаемости по площади на гипотетической залежи. В результате обработки КВД установлено, что при непрерывном увеличении или уменьшении проницаемости от забоя к контуру пласта, а также при постоянной проницаемости, полученная расчетная проницаемость в основном характеризует призабойную зону. Кривая стабилизации по сравнению с КВД в случае непрерывного изменения проницаемости от скважины к контуру пласта дает более правильные результаты, т. е. начальные участки этих кривых характеризуют проницаемость призабойной зоны, а конечные участки – проницаемость более отдаленной зоны.

В случае, когда параметры пласта (K, т) зависят от давления, искаженным оказывается не только промежуточный асимптотический участок (отсутствие прямой линии), но и начальный участок. Это явление может наблюдаться в процессе восстановления в пластах, особенно активно проявляясь в трещиновато-пористых коллекторах. Как известно, снижение начального пластового давления увеличивает давление горных пород на скелет пласта, уменьшая его пористость и проницаемость. Обратный процесс сопровождается остаточной деформацией, т. е. пористость полностью не восстанавливается, однако ведет к некоторому увеличению размеров пор. Очевидно, наибольшие изменения пористости и проницаемости происходят там, где имеет место наибольшее изменение пластового давления, т. е. в призабойной зоне. Вообще говоря, изменение проницаемости в зависимости от изменения давления невелики. Однако в определенных условиях [62] после закрытия скважины в процессе восстановления пластового давления наблюдается увеличение проницаемости призабойной зоны, т. е. увеличение вскрытой эффективной толщины пласта b, и, как следствие, уменьшение фильтрационного сопротивления С ₁ и возрастание приведенного радиуса скважины r _спр. С другой стороны, как это установлено опытным путем [55], с уменьшением депрессии сокращается эффективная толщина, через которую происходит фильтрация жидкости, т. е. приведенный радиус r _спр уменьшается. Поэтому в процессе снятия КВД в зависимости от преобладания указанных двух факторов значение r _спр может возрастать, уменьшаться или оставаться прежним, т. е. проницаемость призабойной зоны может улучшаться, ухудшаться или оставаться неизменной соответственно.

Теоретически показано [46], что при увеличении r _спр в процессе исследования скважин параметры пласта должны быть выше действительных (начальных), а при уменьшении r _спр – ниже. Практически гидропроводность в процессе восстановления давления, исключая небольшую прискважинную зону, остается постоянной и определяется угловым коэффициентом b асимптотической прямой в преобразованных координатах. Коэффициент пьезопроводности æ; связан с отрезком a, отсекаемым прямой на оси ординат. Но поскольку приведенный радиус r _спр можно трактовать как радиус некоторой фиктивной (условной) зоны ухудшенной или улучшенной проницаемости, обусловленной несовершенством скважины и изменением проницаемости призабойной зоны по разным причинам, то значение величины пьезопроводности æ;, определенное с учетом r _спр и тем более по промежуточному прямолинейному участку на КВД, что характерно для обработки кривых без учета притока, следует отнести к удаленной зоне пласта.

Более близкие к истинным значениям параметров пласта призабойной зоны, очевидно возможно определить при резком изменении проницаемости в окрестности скважины, что выразится наличием двух асимптотически прямолинейных участков КВД, или при исследовании совершенной скважины в однородном пласте. Большой гарантией точности при этом будет снятие КВД на забое скважины или аккуратная обработка результатов исследования с учетом притока пластовой жидкости в скважину после ее закрытия на устье.