14.2 Визначення рт-умов збереженості газогідратів певного компонентного складу.

Газогідрати (далі ГГ) або клатрати – тверді кристалічні речовини, гратки яких побудовані з молекул води, а у внутрішніх міжмолекулярних порожнинах розміщені молекули газу, які утворюють гідрат. На противагу від кристалічної гратки льоду гратка ГГ, яка не заповнена газом, існувати не може.

РТ-умови утворення ГГ наведено на рис. 2.10 [3]. Які гази найлегше переходять в гідрати? Етан та ізобутан, метан складніше. Вільний вихідний газ, з якого утворюються ГГ, при цьому збіднюється етаном та ізобутаном і збагачується нормальним бутаном, який не переходить в газогідрати. Ці ознаки можуть мати пошукове значення, щоб відрізняти генезис донних газогеохімічних аномалій.

В полярних морях верхня границя гідратоутворення наближена до поверхні, температури близько 0С. Навіть на екваторі температура верхнього шару осадів на глибині 1000 м складає приблизно 280-290 К, тобто біля ) С. Отже, ГГ утворюються і в цих широтах. Виявлені світові ресурси зосереджені переважно в діапазоні температур 274-276 К (1-5 С). Мінімальні глибини гідратоутворення в Атлантиці 550 м, Тихому океані 500 м, Індійському 600 м. Дані глибини займають більше 70 % площі дна Світового океану.

14.3 Режим неусталеного припливу флюїду. Типи кривих припливу і їх інтерпретація. Поняття інтерференції свердловин.

а) неусталений приплив флюїда до одиничної свердловині, яка розкрила пласт, з урахуванням або без урахування роботи інших свердловин;

б) неусталений приплив флюїда до всіх свердловин при їх спільній роботі. Нижче розглядається одинична свердловина і вплив на неї роботи сусідніх свердловин.

Якщо свердловина працює без змін режиму тиску та дебітів, тоді тиск у пласті навколо вибою розподіляється за стаціонарним законом. Навколо свердловини утворюється стабільна на певний час лійка депресії з тисками, які зменшені порівняно з початковим пластовим тиском. Якщо водночас працює багато свердловин, середній радіус лійки депресії проходить між даною та оточуючими свердловинами у відповідності з їх дебітом.

Після зміни режиму в області фільтрації навколо свердловини відособлюються дві зони:

• внутрішня, з радіусом порядка потужності пласта, в якій тиск в процесі відновлення до величини пластового тиску розподіляється за стаціонарним законом, і

• зовнішня, де відновлення тиску відповідає законам пружного режиму. Радіус лійки депресії Rк є границею зовнішньої зони, яку називають контуром живлення (де густина нафти постійна і дорівнює початковому значенню).

Постійний тиск на границі лійки депресії, тобто на відстані R_к, називають або контурним тиском, або початковим пластовим (якщо він вимірюється на початку розробки), або поточним пластовим тиском (якщо він вимірюється в процесі експлуатації покладу).

В умовах пружного режиму з часом темп відновлення тиску падає. Теоретично в нескінченному шарі тиск на вибої зупиненої свердловини повністю відновиться через нескінченно великий час. Реально в пластах, що мають обмежені розміри, відчутний процес відновлення тиску в свердловині припиняється значно раніше.

Час, необхідний для досягнення усталеного стану, залежить від фізичних параметрів пласта і насичуючого його вуглеводневого флюїду, а також від величини дебіту перед зупинкою свердловини.

Щоб оцінити час (хоча б наближено), після закінчення якого в пласті настає усталений стан А. Чатас запропонував відповідну емпіричну формулу:

t_y  (mβ_рR_к²) / (4k/)

де t_y - час досягнення усталеного стану в секундах; m - коефіцієнт пористості; β_р - коефіцієнт стисливості рідини в 1/ат; R_к - радіус контуру живлення в см; k - коефіцієнт проникності в дарсі;  - коефіцієнт в'язкості в пластових умовах в сантипуазах. [1,2,4]

Важливим моментом у виконанні подібних робіт є побудова кривих відновлення тиску за вимірами глибинних манометрів та за положенням динамічних рівнів. Для цього зйомку проводять у свердловинах різного призначення і способу експлуатації, різною технікою для отримання кривих і способами їх обробки. Криві відновлення тиску можна знімати як на вибої, так і на гирлі у фонтануючих водяних свердловинах, в газових, в нагнітальних, а також в нафтових свердловинах із заповненим нафтою затрубним простором без газової подушки. В останньому випадку нафта не повинна виділяти розчинений газ, тобто тиск на вибої має бути більшим тиску насичення. В перелічених випадках існує відносно мала невідповідність кривих для вимірів на вибої і на гирлі, що викликано стисливістю рідини в колоні.

На вид кривої відновлення вибійного тиску впливають багато факторів. Основні з яких:

• Неоднорідна проникність пласта. На електричній моделі був досліджений вплив на криву відновлення – зони з погіршеною та поліпшеної проникністю в околі свердловини. Наявність такої зони викликає запізнювання виходу промислової кривої в положення, характерне для однорідної проникності пласта.

• Фізична природа припливу. В газових свердловинах процес відновлення тиску на ранніх стадіях протікає швидше, ніж у водяних нагнітальних свердловинах, а у водяних свердловинах швидше, ніж в нафтових. А також відомий той факт, що пластовий тиск відновлюється значно повільніше, коли тиск на вибої нижче тиску насичення нафти газом.

Недосконалість свердловини. За своїм ефектом впливає на хід кривої відновлення так само, як зони погіршеної або поліпшеної проникності навколо свердловини. Після гідророзриву, кислотних обробок або після проведення на вибої свердловини інших відновлювальних заходів ступінь досконалості свердловини може значно покращитися.

Неусталений приплив до вибою свердловини після зупинки 1 – приплив відсутній; 2 – приплив протягом перехідного періоду	Неусталений приплив після зупинки спотворює початкову ділянку кривої відновлення 1 – приплив відсутній; 2 – приплив протягом перехідного періоду

Інтерференція свердловин. Лійки депресії близько розташованих свердловин можуть інтерферувати, тобто як підвищувати депресії (складатись), так і понижувати їх (компенсувати). Тому за декілька днів до зняття КВТ не рекомендується змінювати режим найближчих свердловин. Тоді їх вплив полягатиме в зміні положення початку координат відносно КВТ досліджуваної свердловини.

Якщо з боку найближчих свердловин будуть надходити відчутні неусталені збурення, характер кривої відновлення змінюється. Найбільш ймовірне спотворення заключних ділянок кривої відновлення. На криву відновлення можуть також накладатися несталі збурення з боку різних екранів колектора - площин тектонічних скидів, контактних поверхонь лінз або пропластків з неоднорідною проникністю, виклинювання продуктивних пластів і т.п.

Якщо відновлення тиску йде швидко і тому знімається протягом нетривалого часу, такі збурення не встигають накладатися на КВТ. В таких випадках прості формули, отримані для нескінченного пласта, застосовують до реальних пластів обмежених розмірів, наприклад, покладів в тектонічних блоках. Аналітичні вирази для колекторів обмежених розмірів значно складніші.

Якщо джерела збурення знаходяться поблизу свердловини і є суттєвими, то вони будуть накладатися на криву відновлення навіть при нетривалому дослідженні і викликати її спотворення. На криву відновлення одночасно може впливати кілька перерахованих факторів. Спеціальними дослідженнями вироблено способи виділення і урахування їх впливу та одержано відповідні формули і графічні прийоми. Існують способи Хорнера, Г.І. Баренблатта, Ю.П. Борисова і багатьох інших. За їх допомогою можна наближено визначати наявність неоднорідностей пласта, відстань від досліджуваної свердловини до границь неоднорідностей і (в деяких випадках) контури цих границь.

Білет 15