Для более полного изучения трудноизвлекаемых запасов нефти из залежей, рационального выбора скважин под бурение необходим анализ изменчивости геологического строения и развития трещиноватости коллекторов по площади. Одним из многочисленных методов оценки трещиноватости являются гидродинамические методы исследования скважин. Получаемые гидродинамические параметры характеризуют пласт как единый объект разработки и показывают улучшение или ухудшение особенностей поведения скважин в целом по области питания.

Сравнение полученных результатов позволяет сделать ряд важных выводов, необходимых при разработке залежей.

Рис. 1. КАРТА УСЛОВНОЙ РАСКРЫТОСТИ ТРЕЩИН

1 – изолинии с невысокой раскрытостью трещин

Для расчета гидродинамических параметров 302 залежи Ромашкинского месторождения была применена методика Полларда*.

* Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г. и др., 2000.

Она наиболее полно отвечает процессам, происходящим в залежи. В модели Полларда давление в переходном периоде рассматривается как результат взаимодействия трех областей, которые развиты в пористо-трещиноватом пласте. Первую область образует система трещин вокруг скважины, вторую – трещинная система вдали от скважины и третью – матрица, которая питает трещины. Сущность обработки КВД по методике Полларда заключается в анализе процесса восстановления давления в скважине посредством построения и обработки основной и разностной кривых, характеризующих процесс фильтрации в системе призабойная зона – трещины – поры.

На основе результатов, полученных по методике Полларда, были построены карты условной раскрытости трещин (рис. 1), условных размеров блоков матрицы (рис. 2). Совместив эти карты, наблюдаем, что зоны с меньшими по раскрытости трещинами имеют более мелкие блоки, а зоны с большими по раскрытости трещинами – более крупные.

Рис. 2. КАРТА УСЛОВНОГО РАЗМЕРА БЛОКОВ МАТРИЦЫ

1 – небольшой размер блоков, см

Зоны с большей раскрытостью трещин будут обводняться быстрее, и именно эти скважины имеют высокопроницаемую связь с подош­венной водой, блоки в работе скважины практически не участвуют и поэтому имеют больший размер, чем в зонах с меньшей раскрытостью трещин. Крупные блоки не включены в массообмен, поэтому остаются невыработанными.

На достоверность результатов, полученных гидродинамическими методами, влияет множество факторов, могущих привести к значительным погрешностям при определении фильтрационных параметров пласта. В связи с этим для более детального анализа полученных результатов все скважины были разделены на три группы по степени раскрытости трещин (рис. 3):

I – > 0,150 cм;
II – 0,001-0,150 см;
III – £ 0,010 см.

Для каждой группы скважин были построены графики динамики добычи и обводненности от времени, начиная с 1-го года эксплуатации.

Рис. 3. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ СКВАЖИН С РАЗЛИЧНОЙ РАСКРЫТОСТЬЮ ТРЕЩИН

Раскрытость трещин, см: А – > 0,150; Б – 0,011-0,150; В – < 0,010; дебит, т/сут: 1 – неф­ти, 2 – жидкости; 3 – обводненность, %

1. Скважины первой группы обводнились до 80 % на 2-й год эксплуатации и на протяжении всего срока работали с высоким процентом обводненности. Блоки не работают, имеется высокопроницаемая связь с подошвенной водой, отбор нефти в основном из трещин.
2. Скважины второй группы обводнились до 60 % только на 8-й год эксплуатации и в дальнейшем работали на том же уровне. Блоки матрицы включены в массообмен.
3. Скважины третьей группы обводнились до 60 % на 5-й год эксплуатации, в дальнейшем произошло даже некоторое снижение обводненности за счет лучшего массообмена между трещинами и матрицей.