СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ
OPTIMAL PRESSURE DRAWDOWN DETERMINATION METHOD

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения оптимальной депрессии на нефтяной пласт.
Известен способ определения оптимальной депрессии на нефтегазовый пласт [Патент №2283425. МПК Е21B 3/12. «Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы»]. Способ предусматривает ступенчатое повышение депрессии на пласт при одновременном измерении дебита скважины. При этом значение оптимальной депрессии определяют по максимуму измеряемого дебита. Однако, перейдя запредельное значение депрессии, как того требует способ, возврат к максимуму уже невозможен из-за гистерезиса, обусловленного пластическими свойствами горных пород пласта. При запредельной депрессии поровое пространство пласта из-за переупаковки зерен породы необратимо уплотняется, обусловливая возникновение скин-фактора, при котором проницаемость пласта в прискважинной зоне падает в среднем в 2-3 раза.
Другой способ определения оптимальной депрессии изложен в статье [Боганика В.Н., Медведева А.И., Чикишева А.Ю. «Определение оптимальной депрессии при эксплуатации скважин», НТЖ «Технология ТЭК», №3, 2004, с.4-8]. В статье оптимальная депрессия на пласт также определяется по максимуму индикаторной диаграммы зависимости дебита от депрессии. Приводится зависимость скин-фактора от депрессии, но не упоминается о необратимости прежней проницаемости при переходе от запредельной депрессии. Таким образом, определение максимума индикаторной кривой в промысловых условиях всегда обусловливает переход пласта в запредельное состояние, т.е. в необратимое состояние пониженной проницаемости, а следовательно, оба способа имеют общий существенный недостаток - заведомое необратимое уменьшение проницаемости пласта и снижение дебита при эксплуатации скважины.
Наиболее близким прототипом является статья [Жукова B.C. «Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа», в ж-ле «Бурение и нефть», №01, 2006], в которой приводится факт, «что при последовательном снижении порового давления происходит ужесточение образца и, достигнув определенного уровня деформации, он в дальнейшем не деформируется.… В случае подтверждения этой зависимости ее можно применить для оценки возможных просадок кровли пласта коллекторов при снижении пластового давления в процессе эксплуатации месторождений». Автор, безусловно, имел в виду запредельное пластическое деформирование («просадку») образца при снижении порового давления, при котором достигается максимальное необратимое сжатие порового пространства, а следовательно, и его необратимая сниженная проницаемость. Однако в статье не упоминается применение этой зависимости для определения оптимальной депрессии на пласт. Далее автор отмечает, что «…приостановка процесса деформирования образца при снижении порового давления может служить признаком ужесточения образца и возможности перехода в дальнейшем к активизации сейсмоакустической эмиссии».
Целью предлагаемого изобретения является устранение указанного недостатка. Поставленная цель достигается тем, что снимают зависимость упруго-деформационной характеристики, например, скорости распространения упругой волны от порового давления в образце керна, отобранного из пласта и помещенного в гидрокамеру со всесторонним давлением, соответствующим условиям естественного залегания, затем плавно снижают поровое давление до пластового давления со скоростью, не превышающей скорости релаксации предельных напряжений в керне, о которой судят по отсутствию акустической эмиссии, и далее продолжают снижать поровое давление уже в качестве депрессии на керн, и по началу резкого уменьшения градиента изменения этой зависимости при достижении предела пластичности и возникновения акустической эмиссии судят о предельной величине оптимальной депрессии.
пор
гор
ГРП
пл
п.д
опт
На фиг. показан график зависимости упруго-деформационной характеристики - интервального времени распространения упругой волны t от порового давления Р при постоянном всестороннем давлении в гидрокамере Р: ось абсцисс - поровое давление в МПа; ось ординат - интервальное время распространения упругой волны в микросекундах (мкс); выноска Р=27,7 МПа; выноска Р=19 МПа; выноска Р=9 МПа; выноска Р=9 МПа.
пор
гор
эфф
гор
пор
пл
п.д
пл
п.д
п.д
опт
ГРП
Характеристика интервального времени - обратная величина скорости распространения продольной волны. Начальному значению t=312 мкс/м соответствует скорость упругой волны 3205 м/с. Конечному значению t=267,5 мкс соответствует скорость упругой волны 3738 м/с. Начальное поровое давление Р=34 МПа равно всестороннему давлению в гидрокамере - имитации горного давления Р=34 МПа. Эффективное (дифференциальное) давление в этом случае Р=Р-Р=0. Диапазон депрессии на керн начинается с пластового давления Р и заканчивается давлением предела пластической деформации Р, т.е. Р-Р=19-9=10 МПа. Давление предела пластической деформации Р принимается за давление максимально допустимой (оптимальной) депрессии Р. Давление смыкания трещин соответствует давлению гидроразрыва пород Р=27,7 МПа.
пор
гор
пор
эфф
гор
пор
пор
пор
ГРП
гор
пл
п.д
п.д
опт
пл
п.д
-6
3
Предлагаемый способ основан на восстановлении «памяти» образца керна горной породы естественного напряженного состояния, в котором он находился в условиях естественного залегания, и осуществляется следующим образом. На примере образца керна, отобранного из девонского нефтяного пласта промысловой скважины Сармановской площади Татарстана с глубины 1480 м и подвергнутого лабораторному испытанию в гидрокамере, снята зависимость интервального времени распространения упругой воны от порового давления Р (чертеж). Всестороннее давление в гидрокамере выбрано равным горному на этой глубине залегания: Р=1480·2300·10=34 МПа, где 2300 кГ/м - средняя объемная плотность вышележащих горных пород. При этом и поровое давление Р выбрано также равным 34 МПа для того, чтобы эффективное (дифференциальное) давление на скелет породы Р=Р-Р=0. При этом значении Р интервальное время распространения упругой волны равно t=312 мкс/м. После чего поровое давление плавно снижают в течение 4 часов, со скоростью релаксации (рассасывания) предельных напряжений в керне 0,1 МПа/мин, о которой судят по отсутствию акустической эмиссии. При восстановлении порового (пластового) давления Р, т.е. естественного напряженного состояния, в котором находился образец керна до его отбора (выноса) из пласта, регистрируют интервальное время t. Первому резкому изменению градиента зависимости t в точке 286,5 мкс, при котором происходит смыкание трещин, соответствует давление гидроразрыва породы Р=27,7 МПа. (Соотношение 27,7/34=0,81 от горного Р соответствует среднему значению давления гидроразрыва пород, принятому в производственной практике). Второму резкому изменению градиента зависимости при t=272,4 мкс, при котором происходит смыкание прежних контактов между зернами породы, существовавших в естественном залегании, соответствует пластовому давлению Р=19 МПа в условиях естественного залегания. С этого значения начинается депрессия на образец керна, которая достигает предела пластической деформации Р=9 МПа в точке t=267,5 мкс. В этой точке начинается неупругое (пластическое) уплотнение порового пространства породы за счет переупаковки (взаимного скольжения) зерен с проявлением интенсивной акустической эмиссии и соответствующим уменьшением проницаемости. В этой точке стабилизируется значение интервального времени t=267,5 мкс. Предельное значение Р=9 МПа и принимается за величину минимального порового давления, до которого допустимо снижать поровое давление. Таким образом, давление оптимальной депрессии Р=Р-Р=19-9=10 МПа. Дальнейшее снижение порового давления (увеличение депрессии) на керн приводит к гистерезису интервального времени и проницаемости, т.е. к невосстановлению прежних значений. (В пластовых условиях этот эффект обусловливает скин-фактор). Образец керна безвозвратно переуплотнен и к каким-либо дальнейшим исследованиям не пригоден.
Технический эффект: Определение оптимальной депрессии на нефтегазовый пласт на образце керна с запредельной деформацией (уплотнением) его ни коим образом не нарушает проницаемости нефтегазового пласта, из которого он отобран. При скорости нагружения образца керна, не превышающей скорости релаксации предельных напряжений в нем, точность определения оптимальной депрессии повышается за счет учета скин-фактора.