Лекция 11. Задачи комплексных методов исследования скважин. Методы исследования скважин и продуктивных пластов и фильтрационно-емкостные параметры залежи УВ

План

1.Задачи комплексных методов исследования скважин и пластов

2.Методы исследования скважин и продуктивных пластов

3. Оценка фильтрационно-емкостных свойств и параметров призабойной, средней и дальней зон пласта в скважинах.

Задачи комплексных методов исследования скважин по изучению геолого-геофизических характеристик включают:

Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины (уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины, определение положения продуктивных пластов и геологических неоднородностей в межскважинном пространстве);

Контроль за выработкой пластов при извлечении нефти или газа (определение профиля притока или приемистости, оценки состава притока; определение начального, текущего или остаточного нефте- и газонасыщения пласта);

Гидродинамический контроль фильтрационных свойств пласта (определение и прогноз продуктивности скважин; оценки энергетических свойств пласта; оценки фильтрационных свойств пласта; оценки изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне.);

Технологический контроль работы скважины (оценки работы элементов подземного оборудования; оценки состояния продукции в стволе работающей скважины; определение межпластовых перетоков; определение суммарных фазовых расходов скважины);

Технический контроль состояния скважины (уточнение положения элементов конструкции; оценки состояния внутриколонного пространства труб; выявление негерметичностей колонн и уточнение границ фильтра; контроль качества цементажа);

Контроль качества работ по интенсификации добычи (оценки эффективности очистки забоя; оценки эффективности вскрытия пласта; оценки эффективности очистки призабойной зоны; оценки эффективности воздействия на дальнюю зону пласта; оценки эффективности других мероприятий по изменению технического состояния скважины).

Методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов:

1. Метод установившихся отборов жидкости из скважин (ид) или (ик)

2. Изучение восстановления пластового давления, (кпд, квд)

3. Определение взаимодействия (интерференции) скважин.

ГДИС (гидродинамический мониторинг свойств продуктивного пласта) - предназначен для изучения залежей при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах. Цель его получение данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин-факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта-коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима работы залежи и др.

Различают ГДИС на (квази) установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторных диаграмм (ИД) и на неустановившихся режимах (КПД-КВД в добывающих и нагнетательных скважинах, КВУ, гидропрослушивание, импульсные методы, экспресс-методы, например, с помощью пластоиспытателей, одновременное исследование групп скважин, исследования скважин без остановок и др.). Существуют несколько десятков методов обработки данных измерений на теоретической основе линейной теории упругого режима фильтрации, при интерпретации используются до сотни теоретических моделей пластовых фильтрационных систем (основанных на различных дифференциальных уравнениях фильтрации: многофазных систем, с двойной пористостью и проницаемостью и т.д.), используются десятки компьютерных программ.

В существующих в России руководствах по ГДИС (последнее издано в 1991 г. и инструкциях (изданных в 1982-85 гг.)) под ГДИС понимаются и излагаются, в основном, методы обработки наиболее известных и широко распространенных ГДИС на базе представлений только о плоско-радиальной фильтрации к вертикальным скважинам с целью определения параметров пласта. Это, так называемые, традиционные методы (например, это методы обработки КВД-КПД без учета притока Хорнера, с учетом притока и др.). Они характеризуются тем, что исследования проводились с помощью, так называемых, механических глубинных манометров (пружинных, поршневых, геликсных), с ограниченным временем регистрации (до нескольких часов или суток), с ограниченным количеством дискретных точек (от нескольких до нескольких десятков), допускали возможность ручной расшифровки и ручной обработки (построение соответствующих графиков-анаморфоз).

Эти традиционные методы были основаны на использовании при анализе скорости изменения забойных давлений во времени и позволяли определить-оценить 2 параметра. В отличие от традиционных, современные методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации регистрируются с помощью разработанных в последние годы высокоточных глубинных электронных манометров с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинных комплексов приборов с соответствующим компьютерным обеспечением (цифровыми методами регистрируются от 10000 до 500000 точек в течение от 10 до 500 суток), с чувствительностью, позволяющей использовать при анализе данных ГДИС темпы изменения давления, производные давления. Это резко улучшает качество интерпретации и количество определяемых параметров продуктивных пластов.

Использование 4-х функций, вместо 2-х в традиционных методах, позволяет оценить-определить до 4 параметров и более (горизонтальную и вертикальную проницаемости – Кг, Кв, скин-фактор, структуру фильтрационного потока, пластовое давление - Рпл и др.). Современные методы обработки данных ГДИС являются наиболее информативными, т.к. охватывают весь длительный по времени диапазон различных периодов регистрации процессов изменения давления (характеризующие) - отражающие влияние условий на внутренней границе пласта - немгновенность открытия-закрытия скважины, скин-фактор и послеэксплуатационный приток-отток - I начальный участок; II участок - влияние параметров пласта - коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности; III участок - отражающий условия на внешней границе пласта - пласт «закрытый», «открытый», «бесконечный» и др., т.е. наиболее полно могут дать представление о модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). Другие группы методов являются менее информативными и могут рассматриваться как вспомогательные.