1.9. Гидродинамические исследования пластов

Для изучения свойств пластов и продуктивности скважин применяют различные виды гидродинамических исследований, которые можно разделить на две группы:

1. Метод установившихся отборов.

2. Метод неустановившихся отборов.

Сущность метода (1) заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины.

Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяется.

После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3-4 режимах работы скважин и заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины.

Определяется как полностью восстановившиеся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. Результаты исследований представляют как зависимость – дебит скважины от депрессии пластового давления (Рпл – Рзаб).

Сущность метода (2) исследований заключается в том, что изменяют режим их и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) забойного давления со временем.

В большинстве случаев скважину после длительной эксплуатации с постоянным дебитом останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве. По такому методу исследуют все скважины.

КВД обрабатывают и получают коэффициент удельной продуктивности, проницаемость, гидропроводность (способ породы проводить жидкость).

1.10. Виды неоднородности пластов и методы ее изучения

Под неоднородностью пластов понимается непостоянство численных значений параметров пласта (мощности, пористости, проницаемости) или можно еще сказать, что это изменчивость литолого-фациальной характеристики пласта по площади и разрезу.

Выделяют некоторые разновидности геологической неоднородности пластов, среди которых наиболее распространены зональная неоднородность или неоднородность по площади (объему пласта), слоистая неоднородность по мощности пласта, прерывистость продуктивного пласта и его линзовидность.

Неоднородные пласты подразделяются:

1. Неоднородные по параметрам (мощности, проницаемости, пористости), но непрерывные.

2. Неоднородные по параметрам и прерывистые, линзовидные.

Можно выделить следующие виды распределения неоднородности пластов по параметрам:

1. Закономерное распределение параметров в неоднородном непрерывном пласте.

2. Случайное, вероятностное распределение параметров в неоднородном непрерывном пласте.

3. Зональная неоднородность по площади или по объему пласта, когда в пределах его выделяются зоны с резко отличимыми параметрами от параметров окружающих их областей пласта.

4. Слоистая неоднородность или неоднородность по мощности непрерывного пласта.

В этом случае в разрезе пласта можно выделить прослои различной проницаемости, пористости, мощности, нефтенасыщенности, отделенные малопроницаемыми глинистыми перемычками и контактирующие друг с другом.

5. Неоднородные пласты, осложненные прерывистостью, линзовидностью.

При изучении геологической неоднородности пластов вводят понятия о песчаничтости, расчлененности, распространения коллекторов по площади, замещения коллектора неколлектором. Эти понятия необходимы для общей качественной характеристики неоднородности пластов, сопоставления их по степени неоднородности. Виды неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты – песчанистости (Кп), расчлененности (Кр), распространения по площади (Кs), замещения (Кз) и слияния (Ксл).

Под коэффициентом песчанистости Кп для каждой скважины понимается отношение эффективной мощности к общей мощности пласта (от кровли до подошвы).

Кпi= hi эфф./ hi общ.

Под коэффициентом расчлененности Кр подразумевается отношение числа песчаных пластов, суммированных по всем скважинам к общему числу скважин, т.е.

Кр= n₁ +n₂ +n₃………n_n / N,

Где п _i – число песчаных слоев в i-той скважине

N – общее число скважин, вскрывших пласт.

Коэффициент распространения по площади Кs – отношение площади распространения коллекторов к площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности. Этот коэффициент для одного пласта рассчитывается по формуле: Ks₁= Si/Sн

Si – площадь распространения коллекторов зонального интервала,

Sн – площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности

Для горизонта в целом - Ks= Si/Sпн, где п – число выделенных пластов.

Коэффициент замещения Кз (S) или отсутствия пласта-коллектора – Kз(S)= 1- К_S,

Коэффициент слияния Ксл характеризует отношение площадей зон слияния с выше- или нижележащим пластом к площади распространения коллекторов.

Кслi = Sсл/Si, где Sсл – площадь, в пределах которой два соседних интервала не разобщены глинистыми разделами,

Si – площадь распространения коллекторов и-того пласта. Чем больше коэффициент слияния, тем выше степень гидродинамической связанности отдельных прослоев между собой.