4 Исследование на нестационарном режиме работы скважины

Ценные данные о гидродинамических свойствах пласта и строении залежи можно получить путем изучения неустановив­шихся процессов, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин.

При неустановившемся режиме скважины исследуют методом прослеживания скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и методом прослеживания скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины. Этим методом можно исследовать также нагнетатель­ные, пьезометрические и периодически эксплуатирующиеся сква­жины.

Кривая восстановления давления во времени имеет вид, при­веденный на рис. 11.11, а. В первое время после остановки сква­жины нефть будет притекать к забою вследствие сжатия газа

Из уравнения (11.28) следует, что график восстановления дав­ления (см. рис. 11.11, а) в координатах 1п I — А/? (I) будет иметь прямолинейный участок (см. рис. II, 11, б). Угловой коэффици­ент и отрезок А, отсекаемый на оси ординат продолжением прямо­линейного участка, будут равны:

Определив по кривой восстановления давления I и А, из фор­мулы (11.29) можно найти проницаемость, а подсчитав коэффи­циент пьезопроводности по найденному коэффициенту прони­цаемости и данным о сжимаемости породы и жидкости, можно по формуле (11.30) определить приведенный радиус скважины /др.

Приведенный метод исследования можно применять также и для глубиннонасосных скважин с высокой продуктивностью, когда уровень восстанавливается быстро и приток жидкости вскоре после остановки скважины становится небольшим по срав­нению с дебитом до остановки.

Кривая восстановления давления в закрытой скважине

(немгновенность изменения дебита не отражается урав­нением (II.28))^г.

Данные исследования скважин при неустановив­шемся режиме дают возмож­ность судить о параметрах нефтяных коллекторов на больших расстояниях от за­боя. При определении пара­метров пласта по коэффициенту продуктивности результаты в значи­тельно большей степени зависят от проницаемости призабойной зоны, чем при определении их по кривым восстановления давления. Этот метод исследования имеет недостаток, заключающийся в том, что дебит скважин, соответствующий определенному уровню жидкости в ней, в процессе движения уровня принимается за установившийся,

5 Факторы, влияющие на интенсивность ухудшения продуктивной характеристики пласта при первичном вскрытии.

Вскрытие продуктивных пластов традиционными методами с применением глинистых буровых растворов на водной основе в большинстве случаев приводит к загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП) твердой фазой и фильтратом раствора. Это ведет к ухудшению коллекторских свойств пласта и увеличению сроков и стоимости работ по освоению скважин, а иногда вообще не удается получить промышленно значимый приток пластовых флюидов к скважине.

Вышеуказанные факторы особенно сильно влияют на результаты освоения скважин на месторождениях высоковязких нефтей с низкими пластовыми давлениями и малопродуктивными коллекторами.

В связи с этим становится актуальной задача снижения негативного воздействия промывочной жидкости на ПЗП при первичном вскрытии продуктивных залежей.

Для решения данной проблемы в настоящее время при вскрытии продуктивных пластов все чаще применяются специальные составы промывочных жидкостей с низким содержанием дисперсной фазы (малоглинистые и поли-мерглинистые буровые растворы), а также безглинистые очистные агенты на углеводородной основе, минерализованные растворы, аэрированные жидкости и пены, сжатый газ, которые снижают ухудшение коллекторских свойств ПЗП и повышают коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пластов при освоении скважин.

Тем не менее применение перечисленных составов не обеспечивает сохранение естественных фильтрационно-емкостных характеристик пластов, что приводит к снижению их продуктивности.

Зарубежный опыт первичного вскрытия показывает, что снижения воздействия промывочной жидкости на пласт можно добиться путем применения определённых композиций буровых растворов на основе высокомолекулярных органических и неорганических соединений.

Однако, при значительных технологических преимуществах таких растворов их главный и существенный недостаток - высокая стоимость полимерных реагентов.