Doslidjenya

величину вибійного тиску за допомогою попередньо спущеного на її вибій особливо чутливого глибинного манометра. Ясно, що прямий запис зміни вибійного тиску можна без особливих труднощів здійснити у фонтанних або газліфтних свердловинах. У насосних свердловинах це здійснити значно складніше тому, що вимір вибійного тиску часто замінюється визначенням динамічного рівня рідини у затрубному просторі та наступним аналітичним розрахунком величини його значення.

Характер запису глибинного манометра в процесі проведення таких досліджень завжди мас вигляд, аналогічний наведеному на рисунку 13.1, а.

а) основна форма запису глибинного манометра під час дослідження видобувних свердловин методом відновлення пластового тиску, б) обробка кривої КВТ (відрізка СD)

Рисунок 13.1 – Криві залежності відновлення вибійного тиску після зупинки відбору свердловинної продукції

Відрізок АВ запису манометра відповідає часу спуску манометра до вибою свердловини; ВС - витримка в часі для отримання точного значення вибійного тиску. В момент

233

зупинки свердловини t0 починається процес відновлення пластового тиску від вибійного Pв до пластового Рп . Обробляючи запис глибинного манометра або криву КВТ (рис. 13.1, б) отримують таблицю значень вибійного тиску через однакові проміжки часу t після зупинки свердловини. Така таблиця, порядзіншимивихіднимиданими, стаєосновноюдля обробки результатів досліджень.

В основі такої обробки лежить теоретичне рівняння відновлення вибійного тиску, отримане для умов роботи гідродинамічно досконалої видобувної свердловини, що працює в необмеженому пласті і зупиненої після тривалої роботи на усталеному режимі при відсутності продовження припливу після її зупинки (рівняння М.Маскета для точкового стоку).

Pв t ;

T - час роботи свердловини до моменту її зупинки;

Ei x - експоненціальна інтегральна функція, значення якої наводиться в математичних довідниках та в програмному забезпеченні ЕОМ;

234

- коефіцієнт п’єзопровідності, що характеризує пружні властивості пласта та пластової рідини, тобто здатність їх до об'ємного розширення (стискання) при зміні пластового тиску. Цей коефіцієнт, дорівнює:

де н - коефіцієнт пружного (в межах закону Гука) об’ємного розширення нафти: н 7 30 10 10 Па 1;

в 2,7 5 10 10 Па 1; п 0,3 2,0 10 10 Па 1.

Коефіцієнти пружного розширення нафти та води доцільно уточняти шляхом їх лабораторного дослідження.

Коефіцієнти пружного розширення пласта з достатньою точністю можна визначити з допомогою експериментальних графіків Холла.

235

В координатах P t f ln t рівняння (13.1) є прямою лінією.

Рисунок 13.3 – Теоретична залежність відновлення вибійного тиску в координатах Р Lnt

В практиці обробки результатів досліджень методом побудови КВТпрямолінійна ділянкавитримується, якправило, тільки через деякий час після зупинки свердловини. Тому фактична лінія КВТ має здебільшого характер, зображений на рисунку 13.4, і обробка її здійснюється методом проведення дотичної лінії до прямолінійної ділянки.

237

гідропрослуховування пластів, тоді остання формула дає можливість визначити зведений радіус свердловини Rзв :

Отримавши вказані параметри можна .визначити і коефіцієнт продуктивності свердловини Кп.

Якщо час роботи свердловини Т до моменту її зупинки невеликий і співставимий із періодом виміру відновлення вибійного тиску , тоді обробка отриманих результатів за формулою (13.3) приводить до значних похибок, внаслідок продовження перерозподілу пластового тиску у віддалених зонах продуктивного пласта:

Обробку результатів досліджень проводять шляхом побудови залежності P t ln T t t , яка є прямою лінією (див.

рис.13.5).

Тангенс нахилу прямолінійної ділянки цієї лінії i дорівнює:

що дає можливість визначити гідропровідність пласта:

239

Рисунок 13.5 – Залежність зміни вибійного тиску в

Згідно існуючих рекомендацій, обробку результатів дослідження нафтових свердловин за методом Р. Хорнера слід проводити, коли t 0,05T .

13.2 Основні причини викривлення кривих відновлення вибійного тиску (КВТ)

Практика гідродинамічних досліджень видобувних нафтових свердловин свідчить, що в більшості випадків лінії

КВТ, побудовані в координатах P ln(t) або P ln t / T t

відхиляються від прямої лінії в широкому інтервалі зміни часу t . Переважно таке відхилення має місце при малих значеннях t (початок відновлення тиску) та на кінцевих відрізках ліній КВТ

(рис. 1З.б).

240

Розглянемо основні причини відхилення ліній КВТ від прямолінійної їх форми.

Рисунок 13.6 – Основні форми ліній КВТ, які отримуються в процесі обробки результатів дослідження свердловин

Відрізки 1 і 2 цих ліній (рис. 13.6) завжди мають місце під час продовження припливу рідини до свердловини після її зупинки (лінія 1) та при погіршенні проникності привибійної зони (лінія 2).

Розглянуті вище методи обробки кривих відновлення тиску базуються на умовах миттєвої зміни дебіту свердловини наякусьвеличину Q абонаприпущенніповногоприпинення

припливу рідини до свердловини після її зупинки, Практично ця умова не зберігається і після припинення

роботи свердловини. Так, в насосних свердловинах після зупинки відкачки нафти продовжується приплив нафти до вибою і зростання динамічного рівня в затрубному просторі. У фонтанних та газліфтних свердловинах в затрубному просторі завжди є певна кількість вільного газу і це дає можливість продовження припливу рідини до вибою свердловини після закриття арматурних засувок на її гирлі за рахунок стискання

241

газу.

Подібне до розглянутого вище викривлення ліній КВТ на їх початкових відрізках спостерігаються і при наявності неоднорідності продуктивного пласта або зміни проникності привибійноїзонипласта. Якправило, цяпроникністьєменшою від загально-пластової і пояснюється як гідрогазодинамічною недосконалістю, так і проявом скін-ефекту, тобто погіршення проникності привибійної зони в процесі розкриття

продуктивного пласта та впродовж його експлуатації. Врахування впливу скін-ефекту при обробці результатів

досліджень здійснюють за методом Хорста і Ван-Евердінгема:

де S - показник скін-ефекту, який, виходячи з формули (13.13) дорівнює:

де

Знайдений за формулою (13.17) скін-ефект одночасно характеризує як гідродинамічну недосконалість свердловини (за характером і ступінню розкриття продуктивного пласта),

242