4.3. Методы исследования скважин и пластов

1. метод установившихся отборов;

2. измерение профиля притока (поглощения) и параметров по разрезу пласта;

3. контроль за текущей нефтегазонасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой;

4. изучение свойств пласта по разрезу с помощью колориметрического эффекта;

5. метод гидропрослушивания;

6. исследование неустановившихся отборов из пласта.

4.3.1. Метод установившихся отборов: на стационарных режимах фильтрации базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитов газа на различных режимах и позволяет установить следующее:

• зависимость дебита (Q_г) от депрессии на пласт и давления на устье;

• изменение забойного (Р_з) и устьевого (Р_у) давлений и температур от дебита (Q_r);

• коэффициенты фильтрационного сопротивления;

• количество выносимых жидких и твердых примесей на режимах;

• условия разрушения призабойной зоны, накопления и выноса жидкости и песка с забоя;

• технологический режим работы скважины с учетом разных факторов;

• коэффициент гидравлического сопротивления труб;

• эффективность интенсификации, крепления призабойной зоны, дополнительной информации. Всё делается по программе (плану).

После очистки скважины, записывают КВД (кривая восстановления давления). Затем отрабатывают на режимах прямого и обратного хода, начиная с меньших к большим и обратно, до полной стабилизации давления, дебита. Между режимами давление доводят до стабильного, исследование проводят на 5-6 режимах прямого и 2-3 режима обратного хода.

Рисунок 10. Изменение давления при исследовании скважины на одном режиме

Рисунок. 10а. Характерный график исследования скважин при стационарных режимах фильтрации

Ход: 1-6 – прямой; 1_обр-3_обр – обратный.

Для определения конденсата на различных режимах желательно пользоваться двухступенчатым сепаратором.

Методы обработки результатов исследования: уравнение притока газа к забою совершенной скважины, имеет вид:

где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны и конструкции скважины

,

µ - коэффициент динамической вязкости газа при Р_пл и Т_пл, спз;

k - проницаемость в Д.;

p_ст - плотность газа при Р_ат и Т_ст;

e - коэффициент макрошероховатости;

Q – дебит газа при Р_ат и Т_ст, тыс.м³/сут;

h – эффективная мощность, м;

R_k и R_c – радиусы контура питания и скважины, м.

1 - ∆P² от Q

2 - от Q

а – отрезок на ординате

b – tg α

Рисунок 11. Индикаторные кривые

Правильно выполненное исследование – должна быть получена связь между перепадом (Р_пл² –Р_з²) и дебитом Q. Иногда зависимость отличается от двучленной по: неточно определено Р_пл и Р_з вследствие неполной стабилизации, наличие жидкости на забое и погрешностей определения реальных коэффициентов сопротивления при движении газа от забоя до устья. Испытание надо повторить. Если нет, то используют приближенные методы обработки результатов испытания. По результатам испытания вычисляют ∆P/Q и Q/ и строят график ∆P/Q - Q/ , a - отрезок на ординате, b - tg α

При известном а определяем проводимость:

Это при Р_пл больше 15,0 мПа.

Рисунок 12. Индикаторная кривая для реальных газов

Методика обработки индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации.

Делают это при условии:

- не разрушается призабойная зона пласта;

- газоносный пласт не обводняется водой в области дренирования скважины;

- насыщенность жидкостью призабойной зоны не изменяется;

- нет необходимости исследовать весь фонд скважин для контроля за изменениями параметров пласта.

По сравнению с методом установившихся отборов исследование скважин изохронным методом позволяет за счет сокращения продолжительности работы на режимах практически в два раза уменьшить общее время, требуемое для испытания скважин.

Рисунок13. Результаты исследования скважины изохорным методом

Зависимость от Q; от Q

Рисунок 13а. Результаты исследования

скважины ускоренно-изохорным методом

Зависимость от Q; отQ

Таблица 9 Результаты исследования экспресс-методом

Режим	рзат, 0,1 мПа	рзт, 0,1 мПа			Ст		Qт
1 2 3 4 5	124,3 119,5 110,0 99,4 90,5	146,2 141,5 129,0 116,8 106,3	21374 20022 16641 13640 11300	1047 2400 5780 8780 11120	0 1,936 2,915 10,293 15,610	1047 2207 5489 7750 9560	11,0 20,5 43,0 54,0 63,5	95,2 107,6 128,0 143,5 150,2

Пример. Скважина исследована экспресс-методом при t_p=30мин.

При работе на установившемся режиме получено:

Q_уст=35тыс.м³/сут и Р_з.уст=9,59 мПа; Р_пл=14,9 мПа. Коэффициент β определен по КВД, β=100.

Исходные данные, полученные при испытании, и результаты обработки приведены в таблице 9 и показаны на рис.14

Зависимость:

1 - (Р²_пл -Р²_зб-βС_т) от Q_т;

2 - (p² _пл-P²_зб-βС_т)/Q_т от Q_т.

Рисунок14. Результаты исследования скважины экспресс-методом

Графическим методом получено b=1.0 (сут/тыс.м³)², а коэффициент а подсчитан по формуле:

Обрабатывают по формуле: , где Р_пл(ti) и Р_з(ti) - пластовое и забойное на время ti; i - индекс времени; Q - дебит при ti.

Необходимо знать исследование скважин с выпуском газа в газопровод и в условиях образования гидратов. Гидраты образуются в призабойной зоне пласта, в стволе скважины, в штуцерах, диафрагме, что дает осложнения и большие погрешности в результатах.

Ингибиторы: метанол, хлорид кальция, и т.д. Они снижают Т_о гидратообразования и снимают ограничения, вызванные депрессией по пути движения газа и его расходом.

∆t=0,0275(С₂)², где C₂ - весовая концентрация отработанного ингибитора. Методы исследования скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита - требуют очень длительного времени из-за низкопродуктивных коллекторов. Поэтому разработаны экспресс-метод, изохронный, ускоренно-изохронный, и монотонно-ступенчатый изменения дебита.

Все они основаны на одном одинаковом времени работы на начальном режиме и такое же время восстановления давления (Рис 13, 13а, 14, 15, 16).

Рисунок 15. Характерный график стабилизации и восстановления давления при исследовании изохорным методом. I - VI - режимы

Рисунок 16. Характерный график стабилизации и восстановления давления при исследовании скважин экспресс-методом. I - VI - режимы