12.5 Інтерпретація результатів випробування з допомогою пластовипробувача

За крутизною кривої припливу в другому відкритому періоді можна судити про інтенсивність надходження рідини з пласта. Чим швидше зростає тиск в цей період, тим інтенсивніший приплив. Якщо манометр реєструє практично незмінний тиск, то це означає, що припливу немає.

Для визначення колекторських властивостей пласта за результатами другого закритого періоду використовують кінцеву криву відновлення тиску (крива ЖІ). Згідно з формулою Хорнера

(12.1)

де p_пл - пластовий тиск, Па;

p_с - тиск у свердловині на рівні середини пласта, Па;

Q - дебіт свердловини при вибійних умовах, м³/с;

 - динамічна в’язкість рідини, Паּс ;

k - абсолютна проникність, м²;

h - потужність пласта, м;

t_n - тривалість припливу, с;

t_в - тривалість відновлення тиску після припинення припливу, с.

Видно, що залежність

(12.2)

є лінійною. Якщо знайти тангенс кута нахилу цієї прямої до осі абсцис

, (12.3)

використовуючи для цього криву відновлення тиску, а за даними витратоміра знайти середнє значення дебіту Q для другого відкритого періоду, то можна приблизно оцінити гідропровідність незабрудненої частини нафтоносного пласта:

. (12.4)

Щоб знайти значення "i", кінцеву криву відновлення тиску розбивають на декілька відрізків, що відповідають невеликим проміжкам часу t_в, і для кожного проміжку визначають середній тиск p_с. Ці дані заносять на напівлогарифмічну сітку координат і проводять пряму.

Фактичну гідропровідність із врахуванням можливого забруднення приствольної зони промивальною рідиною можна наближено визначити за формулою з використанням даних, одержаних під час другого відкритого періоду випробування

, (12.5)

де r_к - радіус контура живлення свердловини, м;

r_с - радіус свердловини, м.

Оцінити можливий ступінь забруднення пласта промивальною рідиною можна з допомогою коефіцієнта закупорювання приствольної зони або скін-ефекту (skin-шар).

Під коефіцієнтом закупорювання розуміють відношення потенціальної гідропровідності до фактичної:

. (12.6)

З формули (12.6) видно, що .

Скін-ефект визначають за формулою

. (12.7)

При обробці результатів випробування у формулах (12.5) і (12.6) замість p_пл підставляють тиск p_Д в кінці першого закритого періоду випробування, а замість p_с – тиск p_Ж в кінці другого відкритого періоду випробування.

12.6 Вторине розкриття продуктивного пласта перфорацією

Для гідродинамічного зв’язку експлуатаційної колони з продуктивним пластом після затвердіння тампонажного розчину необхідно пробити достатню кількість отворів через обсадну колону, тампонажний камінь і кольматаційний шар. Операцію щодо створення таких отворів називають вторинним розкриттям продуктивного пласта.

Вторинне розкриття здійснюють за допомогою спеціальних апаратів, які називаються перфораторами. Застосовують такі види перфорації: кульова, торпедна, кумулятивна і гідропіскоструминна (гідроабразивна).

Координати ділянки, в якій повинні бути пробиті отвори, уточнюють за даними геофізичних досліджень, що проводяться перед спуском колони. Для створення нормальних умов припливу пластового флюїду у свердловину щільність прострілу експлуатаційної колони стріляючими перфораторами (кульові, кумулятивні, торпедні) повинна бути від 10 отв. до 20 отворів на довжині 1 м. За один рейс, залежно від типорозміру перфоратора, можна простріляти від 2 отв. до 10 отворів на такій довжині. Тому перфоратор необхідно спускати в свердловину декілька разів.

Кульовий перфоратор являє собою багатозарядний стріляючий пристрій, який спускається в свердловину на каротажному кабелі. Перфоратор складається з корпуса, ствола з зарядом і кулею, електрозапалу та кабеля (одножильного броньованого). З кульового перфоратора при вибухові заряду утворювані гази (температура 3000 С, тиск 2000 МПа) виштовхують кулю, яка пробиває обсадну трубу, цементний камінь і заглиблюється в породу.

Кульові перфоратори бувають селективної (розділю­вальної) та залпової дії (перфоратори-кулемети). Випускаються перфоратори і напівселективної дії.

При кульовій перфорації в обсадній колоні, цементній оболонці і гірській породі утворюються тріщини. Виникнення тріщин в цементній оболонці і колоні може призвести до обводнення свердловини по заколонному простору водами із вище- або нижчезалягаючих горизонтів. Утворення тріщин у породі слід розглядати як позитивний фактор, якщо немає небезпеки обводнення ними.

Найбільшого поширення одержали кульові перфоратори типу ПБ2-100 і ПБ2-85, а також потужні перфоратори ПВН-90, у яких пробивна здатність вища, ніж у кумулятивних при таких же габаритних розмірах.

Торпедні перфоратори відрізняються від кульових тим, що вони стріляють снарядами, які розриваються в пласті.

Торпедування, як метод розкриття пластів, застосовується рідко. У деяких випадках його застосовували після проведення кумулятивної або кульової перфорації, якщо після них не одержували припливу або не досягали гідродинамічного зв’язку з пластом. Враховуючи те, що терпедування майже завжди веде до руйнування обсадної колони і цементної оболонки, його вважали крайнім засобом для одержання припливу із пласта. Після впровадження гідропіскоструминної перфорації описаний спосіб практично не застосовують.

Кумулятивна перфорація є ефективнішою. Кумулятивні перфоратори відрізняються застосуванням спеціально сформованих зарядів вибухової речовини. Принцип їх дії полягає в тому, що вгнута форма поверхні заряду створює ефект концентрації енергії завдяки направленому витоку продуктів вибуху (розжареного газу).