7 Контроль за разработкой нефтегазовых месторождений геофизическими и газогидродинамическими методами

Исследование эксплуатационных скважин проводят для определения забойных давлений при различных отборах жидкости, коэффициентов продуктивности или индикаторных кривых при нелинейной зависимости между отборами жидкости и снижением забойного давления, газовых факторов, обводненности нефти и содержания песка в извлекаемой из скважины жидкости и других показателей. Эти данные необходимы для установления технологического режима работы скважин, а также для определения таких параметров пласта, как проницаемости, пластовых давлений и других, необходимых для анализа процессов эксплуатации месторождения и выработки соответствующих мероприятий.

Техника исследования скважин отличается некоторыми особенностями в зависимости от способов эксплуатации скважин. Фонтанные скважины исследуют двумя методами – при установившемся режиме работы скважины методом пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Пробные откачки применяют главным образом при исследованиях для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима их работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления – для определения параметров пласта. Кроме того, в скважинах, вскрывших новые нефтяные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, общей газонасыщенности образца нефти, плотности нефти в пластовых условиях и др.). Отбор проб пластовой нефти и определение ее свойств необходимо периодически производить при последующей эксплуатации пласта для оценки возможных изменений свойств нефти

Данные замеров, производимых при исследовании скважин, необходимо учитывать при последующем установлении норм отбора и технологического режима работы скважин. Забойные давления измеряют глубинными манометрами, опускаемыми на проволоке в НКТ. В некоторых случаях его определяют по замеру давлений в межтрубном пространстве на поверхности. В скважины, не подверженные пробкообразованию, НКТ спускают до средних отверстий фильтра, и тогда спущенный до башмака труб глубинный манометр непосредственно замерит забойное давление. Если же НКТ не доходят до фильтра скважины, спуск глубинного манометра в большинстве случаев ограничивается глубиной спуска фонтанных труб.

Величину забойного давления можно определить по формуле

_,

где Р_баш – давление у башмака НКТ, МПа; Н – глубина скважины, м; L – глубина спуска фонтанных труб, м; – средний удельный вес газированной жидкости на протяжении от башмака труб до средних отверстий фильтра, г/см³.

Техника исследования фонтанных скважин следующая. Устье скважины оборудуют лубрикатором и другим оборудованием, необходимым для спуска глубинного манометра в НКТ исследуемой скважины. После этого приступают к исследованию скважины. Число режимов при исследовании принимают не менее трех. Сначала исследуют скважину на том режиме, на котором она обычно работает и производят замер дебита скважины. Одновременно с замером дебита нефти замеряют дебит газа и берут пробы жидкости для определения обводненности и cодержания песка.

После снятия всех показателей данного режима изменяют режим скважины для получения второго и последующих режимов исследования. Изменения режима эксплуатации скважины достигают путем смены штуцеров. Диаметр штуцера рекомендуется менять в пределах не вызывающих резких скачков дебитов, так чтобы дебит при вновь установленном режиме не более чем на

20 - 30% отличался от предыдущего. По полученным данным строят индикаторную кривую, показывающую зависимость между дебитом скважины и снижением забойного давления в исследуемой скважине.

По прямолинейным участкам индикаторных кривых можно определять коэффициенты продуктивности и коэффициенты проницаемости, характерные для пласта.

При получении нелинейной зависимости между дебитом и депрессией забойного давления рекомендуется повторить исследование при более длительных периодах работы скважины на каждом режиме и более тщательных замерах забойных давлений, так как возможное несоблюдение необходимых условий исследования может оказаться иногда причиной получения нелинейной зависимости. Если же все-таки индикаторная кривая получится выпуклой, т.е. не будет иметь прямолинейного участка, то коэффициент продуктивности не определяют. В этом случае проектируют режимы работы скважины и отборы из нее нефти непосредственно по индикаторным кривым – по данным того участка, по которому намечается работа скважины.

Однако, скважины и с индикаторными кривыми, характеризующими нелинейную зависимость, могут быть в некоторой степени сравнимы между собой по продуктивности. Для этого проводят касательную к кривой в ее начальной точке. Эта касательная характеризует в известной степени продуктивность данной скважины в сравнении с касательной к кривой другой скважины.