Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 44 )

Анализ зависимости результативности от времени опробования показал, что время закрытого периода в 2-3 раза должно превышать время открытого, тогда можно получить интерпретируемую КВД [126, 128]. Эффективность опробования низкопроницаемых пластов находится в прямой зависимости от времени опробования, т. е. с его увеличением повышается качество. Для пластов-коллекторов I-III классов достаточно время притока до 20 мин. Для низкопроницаемых коллекторов время притока увеличивается до 1,5-4,0 ч.

Новые многоцикловые ИПТ позволяют получать более достоверную информацию за счет изменения депрессий без подъема инструмента на поверхность. Наиболее оптимальным их использование получается при создании нескольких депрессий с постоянным увеличением от меньшей к большей величине, с эмпирическим подбором времени притока и восстановления давления. При опробовании низкопроницаемых пластов-коллекторов с использованием ЗПК М2-146 открытый период следует ограничить 10-30 мин, закрытый период (восстановления давления) довести до 150-180 мин. Длительность второго открытого периода зависит от времени работы часового механизма глубинного манометра и должна быть максимальной. Закрытый период необходим для получе­ния данных о пластовом давлении и проницаемости удаленной зоны пласта. Второй, открытый, период — для определения насыщения и по­лучения пластового флюида.

Следует заметить, что результаты опробования карбонатных пластов в процессе бурения зачастую нельзя признать окончательными. Эти данные следует использовать для определения фильтрационной ха­рактеристики пласта и на их основе планировать технологический про­цесс испытания скважины в колонне.

Объединение «Ленанефтегазгеология» в содружестве с НПО «Союзпромгеофизика» обеспечило широкое использование опробователей пластов на каротажном кабеле (ОПК) и аппаратуры для излучения пластового давления (АИПД). Информативность и преимущество этих видов исследований достаточно доказаны , и другими. В условиях Непско-Ботуобинской НГО, особенно при бурении скважин с применением растворов на углеводородной основе, эти исследования позволяют не только определять основные параметры продуктивных пластов (эффективную толщину, проницаемость), но и с большой точностью прямым методом устанавливать положение газонефтяного и водонефтяного контактов.

Масштабы применения АИПД и ОПК и их роль в общем объеме работ по испытанию скважин в объединении «Ленанефтегазгеология» можно охарактеризовать следующими цифрами. Только в 1984 г. в северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО в скважинах, пробуренных Витимской и Среднеленской нефтегазоразведочными экспедициями, испытано в открытом стволе 109 объектов, в том числе 35 объектов испытателями на бурильных трубах и 74 объекта приборами на каротажном кабеле.

Очень важно, что ОПК и АИПД позволяют получить (в комплексе с ГИС и петрофизическими лабораторными исследованиями керна) все количественные параметры продуктивных пластов, необходимые для подсчета запасов нефти и газа. В ряде случаев благодаря ОПК удалось отказаться от спуска эксплуатационных колонн в разведочные и поиско­вые скважины, использование которых в качестве эксплуатационных нецелесообразно по величине минимально экономически допустимого дебита нефти или газа [83].

Освоение пластов в большинстве случаев проводится заменой раствора на воду, нефть, дизтопливо с последующим снижением уровня аэризацией. Реже использовались КИИ-95. Скважины начинали работать после создания депрессий от 0,8 до 14,0 МПа, чаще всего приток из пласта начинался при депрессии около 10 МПа. Трудности, возникавшие при освоении, находятся в прямой зависимости от фильтрационных свойств пласта. Чем они выше, тем легче осуществляется вызов притока. По данным , (ПГО «ВостСибнефтегазгеология»), минимальные депрессии при вызове притока из карбонатных нефтенасыщенных пластов составили 0,9—2,1 МПа до кислотной обработки, а после нее — 0,5 МПа. Для газонасыщенных карбонатов —1,3 МПа. Для терригенных нефтенасыщенных пластов ‑ 0,85-4,80 МПа, газонасыщенных — 2,25-9,20 МПа. В объединении «Ленанефтегазгеология» широко применяются технологии освоения скважин при заранее созданной депрессии на пласт. Эта технология позволяет значительно сократить время освоения пластов. После освоения пласта проводятся гидродинамические исследования скважины. В ряде случаев установлено искажение индикаторных диаграмм, вызванное нарушением линейного закона фильтрации при увеличении депрессии, так как диапазон между РПл и Ps или давлением начала конденсации (Р. я.к.) невелик и снижение забойного давления ведет к выделению из нефти газа или конденсата из газа в пласте и двухфазному движению потока. Лишь при высоких фильтрационных свойствах пласта, когда депрессии в. 0,1-1,5 МПа позволяют вести отработку на стационар­ных режимах фильтрации не менее чем на трех-четырех штуцерах (шайбах) малого диаметра и скважина четко реагирует на них измене­ниями величины дебита не менее чем на 10% на каждом режиме, по­лучены качественные индикаторные диаграммы.

Например, в скв. 3 на Даниловском месторождении II пласт Б4 (1618—1635 м) представлен нефтенасыщенным коллектором с пористостью по ГИС 12—14%, исследования проводились методом установившихся отборов на штуцерах диаметром 4-6-8-10 мм, при величинах изменения депрессий от 0,54 до 1,08 МПа, а дебитов соответственно 45,3; 77,7; 146,4; 202,5 мУсут. Индикаторная диаграмма прямолинейна лишь при работе на первых трех штуцерах, затем резко изгибается к оси дебитов. КВД имеет несколько изломов, свидетельствующих о неоднородности фильтрационных свойств пласта. Возможно, что при изменении депрессии (при ее уменьшении) вступают в работу дополнительные пропластки, представленные трещинным типом коллекторов. Открытие дополнительных трещин связывается с изменением системы сложных напряжений в околоствольной зоне по мере увеличения забойного давления. Расчет проницаемости по двум участкам КВД установил, что в первом она равна 273Ч10-15 мІ, во втором — 131Ч10-15 мІ. При испытании коллекторов трещинного типа зафиксировано несколько случаев, когда по мере увеличения депрессии дебит вначале рос, а затем резко снижался.

Анализ результатов гидродинамических и газогидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин показал, что величина депрессии должна быть ограничена величинами, не превышающими 2-4 МПа. Следует избегать очистки пластов пуском скважин в работу с большими дебитами, из-за которых в ряде случаев создаются условия, затрудняющие впоследствии вывод скважин на стационарный режим. Как отмечалось выше, освоение нефтенасыщенных пластов в северной части НГО проводится по специальной технологии, обусловленной " наличием АНПД, низкой пластовой температурой, большей вязкостью и меньшей газонасыщенностью нефтей. Перфорация колонны при испытании нефтенасыщенных пластов проводится при заполнении скважины нефтью или дизтопливом. Затем приток вызывается компрессором или используются префораторы ПКР-43 или ПНКТ-89, спущенные на НКТ, при заранее сниженном уровне в скважине.

Энергии пласта не всегда хватает для выхода нефтяных скважин на устойчивый фонтанный режим работы. Учитывая это, в ряде скважин использован естественный газлифт [6], что позволило получить мощные фонтаны нефти с газом.

Так, в Среднеботуобинскую скважину 72 после вскрытия продуктивного пласта и определения ГВК и ГНК по ГИС и ОПК перед перфорацией пустили НКТ с пусковой муфтой. Скважину заполнили ВИЭР и снизили уровень, затем провели перфорацию ПКР-43, после чего скважину удалось вывести на фонтанный режим работы за счет энергии растворенного в нефти газа. В процессе освоения происходило самоглушение скважины из-за скопления в стволе дегазированной нефти, что вело к росту забойного давления до пластового.

В скв. 73 Среднеботуобинской перфорацию провели зарядами ПКС-105 в колонне, заполненной ВИЭР плотностью 1050 кг/смі, спустили НКТ, продули скважину компрессором через башмак. Скважина заработала в фонтанном режиме. При последующем снятии КВД и исследовании методом установившихся отборов самоглушения скважины не допускали. Практически была доказана возможность получения устойчивых фонтанных притоков нефти из нефтяной части ботуобинского горизонта Среднеботуобинского месторождения в условиях АНПД.

Теоретические расчеты (с учетом физических свойств пластовой нефти, ее потенциальной энергии) показывают, что при глубине лифта до 2000 м и забойном давлении 11,3 МПа, т. е. ниже давления насыщения нефти (Ps = 13 МПа), скважина может работать в фонтанном режиме, но диапазон депрессий, при которых скважина устойчиво фонтанирует, относительно небольшой и оценивается величиной около 4 МПа.

Приведенные выше термобарические условия и физико-химические свойства пластовых флюидов потребовали применения ряда методиче­ских приемов при исследовании скважин на конденсатность и отборе глубинных проб нефти.

Основная цель исследования скважины заключается в установлении потенциального содержания конденсата. Для этого нужно обеспечить полный вынос конденсата на поверхность. Для большей части скважин, вскрывших газоносные пласты с невысокой фильтрационной характеристикой, создание высокоскоростного режима движения газоконденсат-ной смеси на поверхность возможно лишь при больших депрессиях, приводящих к выпадению конденсата в пласте. В связи с этим для мало-дебитных скважин увеличивается время работы на выбранном режиме до достижения равновесия между выпадением жидких УВ в пласте и их выносом к забою. Соответствие между исходной газоконденсатной пла­стовой смесью в пласте и продукцией скважины отмечается при работе скважины после стабилизации режима. Наблюдения за постоянством физических свойств конденсата во времени, проведенные в процессе работы скважины на разных режимах, и экспериментальные лабораторные исследования позволяют считать кондиционными исследования на конденсатность при малом и среднем дебите газа на режиме с депрессией на пласт порядка 10-15% от пластового давления, после достижения постоянства КГФ и плотности стабильного конденсата в течение 24 ч от начала устойчивого режима работы скважины. К этим выводам пришли сотрудники ВостСибНИИГГиМСа и ВНИИГаза, занимающиеся обработкой результатов газоконденсатных исследований на месторождениях Непско-Ботуобинской НГО ().