56. Гідропрослуховування

Гідропрослуховування пласта – метод гідродинамічного дослідження свердловин за неусталених режимів фільтрації з метою визначення параметрів і будови пласта за результатами вимірювання зміни тиску в часі у свердловинах. Методи гідропрослуховування дозволяють крім гідропровідності визначити і п’єзопровідність пласта – параметр, який характеризує пружні властивості пласта і рідини, яка його насичує.

Спочатку гідропрослуховування використовувалось для визначення взаємодії свердловин. Розробка та вдосконалення гідродинамічних методів гідропрослуховування значно розширили коло задач, які розв’язуються методами гідродинамічних досліджень (визначення непроникних меж і положення водогазонафтових контактів, визначення місць локальних та площинних сполучень між пластами – місць перетоку). Також застосовують при розв’язанні задач контролю процесів розробки нафтових і газових родовищ та підземних сховищ газу, методів впливу на пласт.

В изначення параметрів пласта за допомогою еталонних кривих

Вихідна формула:

р(r,t) – змінна пластового тиску в реагуючій свердловині, викликана зміною режиму роботи (пуском, зупинкою) збуджуючої свердловини в момент часу t=0 на постійну величину Q₀, r – віддаль від збуджуючої до реагуючої свердловини.

Використовуючи фактичні величини перепаду тиску р_ф та часу t_ф, параметри пласта вираховують за формулами:

Дослідну криву будують в логарифмічній сітці в масштабі еталонної кривої.

Цей метод застосовують тільки для монотонних кривих. Якщо вони не монотонні, то співвідношення дослідної кривої з еталонною ускладнюються і тому необхідно використати інші аналітичні методи.

Д иференціальний метод

Використовують закон зміни тиску в однорідному безмежному пласті, який дренується одиничним точковим джерелом із змінним дебітом Q(t), відрахованим від початкового стаціонарного дебіту Q₀ існуючого в момент часу t = 0.

Побудувавши в координатах залежність отримуємо пряму, за нахилом і якої, де i = tg, визначається п’єзопровідність пласта

а за відрізком В, який відсікається на осі ординат – гідропровідність r –віддаль між свердловинами

Диференціювання приводить до неминучих помилок (особливо при немонотонних кривих). Тому точніше параметри пласта можна визначити інтегральним методом.

Інтегральний метод

В ихідна формула береться та ж сама, що і для диференційного методу:

Перебудувавши фактично криву, отриману в реагуючій свердловині, в координатах отримаємо пряму, за нахилом і якої визначається п’єзопровідність де і = tg, а за відрізком, що відтинається на осі ординат, знаходять гідропровідність пласта

М етод дотичної

Будується залежність р(r, t), t. Проводиться дотична до кривої з початку координат.

Вираховуємо п’єзопровідність пласта за формулою а гідропровідність де р(r, t_д) – тиск у свердловині в момент часу t_д.

57. Гідродинамічні дослідження свердловин на неусталеному режимі

При розробці та експлуатації нафтових та газових родовищ у пластах нерідко виникають неусталені процеси, які пов'язані з пуском або зупинкою свердловин та зі зміною темпу відбору флюїдів. Характер цих процесів виявляється у перерозподілі пластових тисків, у зміні в часі швидкостей фільтраційних потоків, дебітів свердловин тощо. Ці неусталені процеси залежать від пружних властивостей пластів та рідин, що їх насичують, тобто основною формою пластової енергієї у цих процесах є енергія пружної деформації флюїдів (нафти, води, газу) та матеріалу, з якого складається пласт. Тому обробка даних досліджень свердловин при неусталеному режимі фільтрації базується на теорії пружності пластової системи.

Неусталений розподіл тиску у пружному однорідному пласті, який насичений однорідною пружною рідиною або пружним однорідним газом довкола збурюючої свердловини після зміни режиму її роботи або у випадку її зупинки, задовільняє основному диференціальному рівнянню де p – тиск у точці пласта, що знаходиться на відстані r від свердловини, Па; r – відстань від свердловини, м;  – крефіцієнт п'єзопровідності пласта, м²/с.

Коефіцієнт п'єзопровідності пласта  характеризує швидкість розповсюдження пружної хвилі у пружному пласті, який насичений пружним флюїдом і визначається для нафтового пласта за формулою а для газового пласта де k – проникність пласта, м²; _н – динамічна в'язкість нафти, Пас; _г – динамічна в'язкість газу, Пас; p_пл – пластовий тиск, Па; m – пористість пласта; ^* – приведений коефіцієнт стисливості рідини і породи, який визначають за формулою тут _р – коефіцієнт стисливості рідини, Па^-1; _с – коефіцієнт об'ємної пружності гірської породи, Па^-1.

Методи визначення параметрів пласта за кривими відновлення тиску без врахування припливу

Критерієм практичного застосування методів визначення параметрів пласта за кривими відновлення тиску без врахування припливу є умова, яку можна записати у такому вигляді де t_п – мінімально необхідний час тривалості зупинки свердловини, с; V_(t) – об'єм рідини, який накопичився у свердловині після її зупинки, м³; Q – дебіт свердловини перед зупинкою, м³/с; П – бажане обмеження похибки.

Перевагою цих методів є відносна простота математичної інтерпретації дослідних даних; недоліком – необхідність довготривалої зупинки свердловини при низькій проникності колектора, а також незначній зміні тиску в свердловині по закінченні часу t_п на кінцевому етапі. В більшості випадків зміна вибійного тиску не виходить за межі похибки глибинних приладів.