Ключевые слова: карбонатный коллектор, трещиноватость, гидродинамические исследования, дебит, продуктивность, пьезопроводность, рифей.
В Российской Федерации доля месторождений с карбонатным типом коллекторов составляет более 50 % от общих запасов УВ. Наибольшее распространение месторождения с карбонатным коллекторами присутствуют в Волго-Уральской, Тимано-Печорской, Непско-Ботуобинской (Верхнечонское, Средеботуобинское месторождения), а также Лено-Тунгусской провинции. Наиболее крупными являются месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления [10]. Исследуемое в работе Юрубчено-Тохомское месторождение характеризуется сложным геологическим строением, с наличием трудноизвлекаемых запасов, изотропией фильтрационных свойств, а также карбонатным резервуаром, с наличием непроницаемой матрицы. Продуктивный рифейский резервуар обладает крепким трещиновато-кавернозным коллектором, с наличием зон выщелачивания, микро- и макротрещин и сложного пустотного пространства, которое локализуется при помощи специальных методов исследования керна (микротомография, рентгеновская томография), специальные методы ГИС (ядерно-магнитный каротаж, микроимиджеры) [7]. Но для установления взаимосвязи составляющих рифейского резервуара проводятся гидродинамические исследования скважин.
Первые гидродинамические исследования были проведены в 1993 году. Тогда с применением методики МУО (метод установившихся отборов) строились индикаторные диаграммы. В работе Фукс и др. [11] установлено, что в пределах рифейских залежей Юрубчено-Тохомского месторождения наблюдается нелинейный характер фильтрации и независимость фильтрационно-емкостных свойств ПЗП от скорости фильтрации. Искривление индикаторных диаграмм в сторону величины дебитов происходит в результате сжимаемости трещин и проявления инерционных сил в продуктивном пласте. Коэффициент сжимаемости, по материалам МУО, оценивался с применением методики Ф.И. Котяхова:
Где:
– текущий коэффициент продуктивности предпоследней точки индикаторной кривой; 
– текущий коэффициент продуктивности на конце индикаторной кривой; ΔР – депрессия на пласт МПА.Применение метода кривой восстановления давления для определения фильтрационно-емкостных свойств рифейской залежи
Наиболее представительную информацию о геологических характеристиках залежей представляют методики, основанные на обработке и дальнейшей интерпретации кривой восстановления давления (КВД) [12]. Причина выбора данной методики заключается в значительном влиянии трещиноватости на фильтрацию в карбонатном коллекторе, наличии вторичной емкости. КВД характеризует всю систему продуктивного резервуара и оценивает реальное состояние скважины в процессе ее работы [9]. КВД проводится для оценки технического состояния призабойной зоны пласта, определения PVT-свойств флюидов и оценки потенциала скважин. Скин-фактор в продуктивном карбонатном коллекторе характеризует степень изменения связи забоя скважины с системами естественных трещин продуктивного пласта. Современная обработка данных КВД производится в билогарифмических координатах ln(t)-ln(ΔP) [5]. Фильтрация в таком типе коллектора характеризуется сложной траекторией движения частиц жидкости. Для определения гидродинамических исследований в условиях рифейского резервуара автор выбрал модель двойной пористости, которая является наиболее подходящей при описании трещиноватого коллектора, согласно исследованиям Г.И. Баренблатта. На рисунке 1 показана модель двойной пористости сложно построенного коллектора.
По представлению Г.И. Баренблатта, имеется модель, которая в себе содержит обе среды – систему трещин и пористые блоки, которые рассматриваются как две сплошные среды. Уравнение фильтрации описывается следующим выражением [3]:
Где: ρ – плотность флюида, кг/м3; v – скорость фильтрации, м/с; m – коэффициент пористости д. ед., среды; q – функция перетока флюида; Q – массовая плотность источника; I – индекс, который обозначает среду: 1 – трещины, 2 – пористые блоки.
Далее проводится обработка данных гидродинамических исследований по методике кривой восстановления давления. В таблице 1 приводится геологическая характеристика рифейской залежей Юрубчено-Тохомского месторождения.
Месторождение обладает неоднородностью распределения коллекторских свойств, низкими значениями проницаемости. В коллекторе наблюдается преимущественно радиальный тип притока. Для исследования будут выбраны скважины, обозначим их как Т-345, Т-233, Т-123. Гидродинамические исследования скважин по методике КВД позволяют прогнозировать длительность работы в определенном ее режиме, учитывать техническое состояние призабойной зоны скважин и определить прирост дебита скважин. Характеристика продуктивных скважин приведена в таблице 2.
Исследуемые скважины приурочены к Юрубченской залежи. Гидродинамические исследования впервые были проведены в 2004 году. Вторичное вскрытие скважин было проведено при помощи прострелочно-взрывных работ (ПВР) по методу кумулятивной перфорации перфоратором ПКС-105С, с примерной плотностью перфорации около 24 отверстий/погонный метр [2]. Спуск НКТ проводится до подошвы интервалов перфорации. Вызов притока осуществлялся при помощи освоения методом снижения уровня компрессированием. Глубина установки пусковых отверстий определялась следующим уравнением:
Где: Рк – рабочее давление компрессора, Па; Ру – устьевое давление, Па; 
– плотность жидкости глушения, кг/м3; 
– плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; Ат.ж – градиент потерь давления на трение при движении жидкости глушения в НКТ, Па/м; Акг – градиент потерь давления на трение при движении газа в кольцевом канале (затрубном пространстве), Па/м; Вг – коэффициент для газа.
В таблице 3 приведены физико-химические свойства пластовых флюидов.
При обработке КВД были выделены три причины продуктивности снижения, а именно: понижение фильтрационных характеристик в результате процессов смыкания трещин, возникновение дополнительных фильтрационных сопротивлений при большой скорости движения флюидов по трещинам и наличие двухфазного потока к скважине, что обусловлено снижением давления в околоскважинном пространстве ниже величины давления насыщения. В процессе обработки КВД в случае остановки скважины, которая вскрыла трещиноватый пласт с большой мощностью, происходит плоско-радиальная фильтрация в дренируемом интервале пласта. На рост величины забойного давления влияет горизонтальная проницаемость коллектора. На протяжении закрытого периода установившаяся искривленная пространственная фильтрация жидкости в остальной области пласта. Результаты обработки данных КВД по исследуемым скважинам приведены на рисунках 2а, б, в.
КВД были записаны в условиях фонтанирующих скважин. По результатам интерпретации определялись показатели, которые характеризовали объем блоковой и межблоковой пустотности, а также коэффициент перетока между блоком и трещиной. Конечный участок исследуемой КВД в логарифмических координатах свидетельствует о наличии в пласте границы с постоянным давлением, с наличием обширной газовой шапки [1]. КВД установили, что в продуктивном рифее наблюдается медленный рост давления, что свидетельствует о восстановлении давления во всей сообщающейся системе и свидетельствует о воронке депрессии больших объемов флюидов. Величина пластового давления на рисунке 2б изменялась от величины 214,7 до 215,2 кгс/см2. КВД имеет прямолинейный характер. Результаты интерпретации методикой восстановления давления позволили оценить пьезопроводность, гидропроводность и величину скин-фактора. Они оценивались с применением следующих выражений.
Пьезопроводность пласта
Где: k – проницаемость пласта в м2; 
– динамическая вязкость жидкости в Па * с; 
– коэффициент упругоемкости пласта в ПА-1.
Гидропроводность пласта
Где: kпр – коэффициент проницаемости в районе исследуемой скважины, м; h – работающая толщина пласта, м; µ – вязкость жидкости, МПА * с.
Скин-фактор
Где: kг
– проницаемость пласта, Мд; kd – проницаемость измененной зоны, Мд; rd – радиус измененной зоны, м; rw – радиус скважины.
Результаты интерпретации методикой кривой восстановления давления приведены в таблице 4.
Как мы видим из приведенной таблицы, гидропроводность и проницаемость призабойной зоны скважин значительно ниже, чем в удаленной зоне. Это, вероятнее всего, связано с техногенными процессами воздействия на призабойную зону скважин, что ведет к ухудшению ее фильтрационно-емкостных свойств. Величина гидродинамического совершенства ниже 1. Положительный скин-эффект говорит о низкой степени повреждения ПЗП и, как следствие, высоких дебитах исследуемых скважин.
Заключение
Таким образом, в проведенной работе установлено что гидродинамические исследования скважин являются универсальным инструментом для прогнозирования показателей работы скважин. В результате тщательного анализа работающих горизонтальных скважин были установлены факторы, приводящие к ухудшению технического состояния призабойной зоны, а также способствующие росту дебита добывающих скважин. Метод кривой восстановления давления позволяет определить блоковую и межблоковую пустотность сложно построенного карбонатного коллектора. Для оперативного контроля и мониторинга разработки рифейских карбонатных коллекторов Юрубчено-Тохомского месторождения требуется обязательная постановка целей и задач проведения гидродинамических исследований с потенциальной оценкой возможности проведения того или иного метода гидродинамических исследований, в зависимости от применимости метода, и соблюдение соответствующих технологий проведения исследования. Данные факты позволяют прогнозировать потенциал добывающих скважин, а также оценивать фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны для подбора соответствующих геолого-технических мероприятий и планирования добычи нефти и газа в условиях карбонатного коллектора.
Литература
1. Давыдова А.Е., Щуренко А.А., Дадакин Н.М. и др. Разработка дизайна гидродинамического исследования в условиях карбонатного коллектора // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 6. С. 68–79.
2. Давыдова А.Е., Щуренко А.А., Дадакин Н.М. и др. Оптимизация проведения гидродинамических исследований скважин в условиях карбонатного коллектора // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2018. Т. 17. № 2. С. 123–135.
3. Дуркин С.М. Математическая модель скважины, дренирующей трещиновато-пористый коллектор. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ухтинский государственный технический университет. Ухта. 2014. С. 151.
4. Киселев В.М., Кинсфатор А.Р., Чашков А.В. Анизотропия проницаемости трещиноватых карбонатных коллекторов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – № 4 (25). – С. 10–14.
5. Корнильцев Ю.А. Гидродинамический анализ разработки залежей нефти горизонтальными скважинами. – Казань: изд-во «Плутон», 2002. – 230 с.
6. Курочкин В.И., Санников В.А. Теоретические основы и анализ гидродинамических исследований скважин монография. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 372 с.
7. Кутукова Н.М. Оптимизация системы разработки Юрубчено-Тохомского месторождения на основе концептуальной геологической модели / Кутукова Н.М., Панков М.В., Сорокин А.С., Козяев А.А. // Технологии нефти и газа – 2019. – № 6. – С. 57–61.
8. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. 2009. № 5. С. 52–57.
9. Д.А. Регуляризующий метод обработки кривых восстановления давления/ Д.А. Мартюшев // Газовая промышленность. – 2015. – № 7 (725). – С. 31–33.
10. Р.И. Степанов, Е.В. Прокатень Обзор методов выделения параметров зон трещиноватости при оценке фильтрационных свойств трещин с учетом геолого-геофизических данных сложно построенного рифейского карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 11 (671). – С. 15–26.
11. Фукс Б.А. Результаты гидродинамических исследований карбонатных трещинных нефтяных пластов Юрубчено-Тохомского месторождения / Б.А. Фукс, Я.А. Иванов, А.Б. Фукс, А.К. Битнер, А.А. Конторович // Геология и геофизика. – 1997. – Т. 38, № 7.
12. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998, с. 304.
