Розділ 6 Дослідження нагнітальних свердловин

Дослідження нагнітальних свердловин в цілому базуються на тих же теоретичних основах, що і видобувних. Дещо іншими є завдання цих досліджень та технологія їх проведення. Основною метою дослідження нагнітальних свердловин є встановлення залежності їх приймальності від тиску закачки та вибійного тиску Р_в або від загальної депресії Р = Р_в – Р_пл. В більшості випадків збільшення цих величин приводить до значного зростання коефіцієнта приймальності К:

. (6.1)

Пояснюється це багатьма факторами: при підвищених тисках починають поглинати воду окремі малопродуктивні пропластки, розширюються існуючі та розкриваються нові тріщини. Таким чином, лінійна індикаторна лінія при дослідженні нагнітальних свердловин отримується дуже рідко, що ускладнює процес її обробки.

Технологія дослідження нагнітальних свердловин методом усталених режимів полягає в наступному. При існуючому робочому режимі закачки вимірюють витрату води та вибійний тиск. При цьому спуск глибинних манометрів не є обовязковим, оскільки значення вибійного тиску можна достатньо точно визначити по виміряній величині тиску закачки (буферного або затрубного). Якщо свердловина обладнана колоною НКТ, то на період дослідження бажано вести закачку води, наприклад, по затрубному просторі. Тоді колона НКТ може виконувати роль пєзометра, а тиск на вибої дорівнює:

Р_в = Р_г + Н  g, (6.2)

Якщо ж колона НКТ обладнана пакером, то тиск на вибої визначається із врахуванням гідростатичного тиску стовпа води та втрат тиску на тертя, які вираховуються за класичними формулами гідравліки (Дарсі-Вейсбаха та ін.):

Р_в = Р_г + Нg – Р_тр . (6.3)

Q

Рис. 6.1 – Характерні форми індикаторних ліній:

1 – в видобувних свердловинах при зростанні депресії

в тріщинуватому пласті; 2 – в нагнітальних свердловинах при відповідних збільшеннях репресії на пласт.

Другий усталений режим роботи встановлюють шляхом зменшення витрати рідини на 15 – 20% і після закінчення процесу перерозподілу пластового тиску знову вимірюють витрату та тиск закачки і т.д.

Для визначення поглинаючої здатності при тисках закачки більших, ніж ті, які розвивають робочі насоси системи ППТ, можна використати насосні агрегати типу 4АН – 700.

Обробка результатів дослідження повинна, як правило, ґрунтуватися на врахуванні зміни порової К та тріщинної проникності К_т при зміні пластового тиску або на визначенні їх сумарної проникності К_с:

К_с = К + К_т . (6.4)

Залежність тріщинної проникності К_т від тиску пластових флюїдів (пластового тиску Р) описується залежністю:

, (6.5)

де К_т.о – початкова тріщинна проникність при пластовому тиску Р₀;

 - параметр, що в середньому дорівнює  = 3_т;

_т – параметр тріщинуватого середовища, який залежить від пружних властивостей пласта та геометрії тріщин  = (0,03 – 6)10^-7 Па^-1.

В багатьох випадках зміною порової проникності К від зміни пластового тиску можна нехтувати, оскільки ця величина значно менша К_т.

Рівняння поглинаючої здатності нагнітальної свердловини Q від депресії на пласт із врахуванням вказаних особливостей має вигляд:

. (6.6)

Побудувавши індикаторну лінію в координатах Q - Р^* , де:

, (6.7)

можна при відомих значеннях h i  визначити коефіцієнт початкової проникності К_т.о або гідропровідності (при відомих значеннях h та ).

Параметр  можна уточнити, використавши дві довільні точки індикаторної лінії з формули:

. (6.8)

Дослідження нагнітальних свердловин методом побудови кривої відновлення пластового тиску мало відрізняється від дослідження видобувних свердловин. Як і в попередньому випадку, запис вибійного тиску глибинними манометрами можна не проводити і знімати криву КВТ за записами взірцевого манометра, встановленого на гирлі свердловини, що пояснюється наявністю надлишкового тиску в багатьох нагнітальних свердловинах. В окремих випадках, при низьких значеннях пластового тиску, криву КВТ можна отримати тільки з допомогою глибинного реєструючого манометра. Необхідно памятати, що після припинення подачі води на вибій нагнітальної свердловини (в момент зупинки) вибійний тиск буде зменшуватись, отже, строго кажучи, в процесі таких досліджень отримують криву падіння тиску.

Обробка лінії КВТ проводиться за тими ж методиками, які розглянуті раніше. Промислова практика дослідження нагнітальних свердловин показує, що в них значно частіше, ніж у видобувних, лінія КВТ має дві чіткі прямолінійні ділянки (рис. 6.2).

ln t

Рис. 6.2 – Крива падіння (зменшення) вибійного тиску після зупинки нагнітальної свердловини

Перша ділянка цієї лінії 1 характеризує гідродинамічну недосконалість свердловини, прояви скін-ефекту, отже, і загальний коефіцієнт проникності привибійної зони, а друга ділянка дозволяє отримати, використовуючи ті чи інші методики обробки результатів досліджень і фізичні параметри віддалених зон пласта.

Проведення через певний проміжок часу повторних досліджень дозволяє визначити зміну проникності привибійної зони пласта та виявити причину такої зміни. Іноді результати двох послідовних досліджень мають вигляд, зображений на рисунку 6.3.

Рис. 6.3 – Криві КВТ, отримані в різний період при одній і тій же витраті води

Із рисунка видно, що ділянки 2 і 2 двох ліній КВТ паралельні між собою, тобто коефіцієнти гідропровідності та проникності віддаленої від свердловини зони не змінились (tg залишився постійним). Проте ділянка 1 верхньої кривої розміщена вище відносно осі Р порівняно з ділянкою 1 нижньої кривої. Це свідчить про погіршення проникності привибійної зони, в наслідок її забруднення.

Відмітимо, що дослідження нагнітальних свердловин необхідно також проводити з допомогою глибинних витратомірів для отримання профілю поглинання. Тільки в цьому випадку можна зробити висновок про неоднорідність пласта, характер витіснення нафти із нього та здійснити ті чи інші геолого-технічні заходи по більш рівномірному просуванню фронту води та збільшенню кінцевого нафтовилучення.