Метод відновлення тиску

Дослідження за цим методом виконують шляхом зупинки свердло­вини і знімання кривої відновлення (зниження) вибійного тиску в часі.

З використанням методу суперпозиції, як відомо з підземної гідрогазомеханіки, основну формулу пружного режиму в даному разі зводять до вигляду:

- збільшення вибійного тиску в часі ї після зупинки

свердловини відносно усталеного вибійного тиску перед її

зупинкою (рис. 5.6, а); - усталений дебіт свердловини до зупинки

(зведений до пластових умов); к- коефіцієнт п'єзопровідності пласта;

• - тривалість дослідження (після зупинки свердловини).

криву відновлення вибійного тиску трансформують у пряму

(рис. 5.6, б), а рівняння (5.18) перетворюють таким чином:

Експериментальні точки лише через деякий час лягають на пряму лінію відповідно до рівняння (5.19), що пояснюється триваючим припливом рідини у свердловину після її закриття. До цих точок проводять дотичну, тому метод оброблення результатів дослідження називається методом дотичної. Тоді графічно або аналітично знаходять величину А як відрізок на осі ординат (див. рис. 5.6, б) і величину / як кутовий коефіцієнт прямої:

(5.20)

Можна також відповідно до рівняння (5.19) для двох значин часу скласти систему рівнянь, з якої обчислити та Доцільно брати

Далі обчислюють:

коефіцієнт гідропровідності пласта

коефіцієнт пронкності пласта

зведений радіус свердловини, враховуючи, що

Ризначають у лабораторії за пробою рідини і за керном),

коефіцієнт досконалості свердловини за відомих радіуса дренування (див. § 5.4) і радіуса свердловини по долоту

коефіцієнт продуктивності свердловини

де - коефіцієнт об'ємної пружності насиченого пласта.

Часто на графіку виділяються дві або три прямолінійні ділянки (рис. 5.7). Викривлення прямої 1 може спостерігатися: а) за покращення (лінія 2) або погіршення (лінія 3) коефіцієнта проникності і коефіцієнта п'єзопровідності в другій зоні пласта; б) за наявності між двома зонами з однаковими фільтраційними властивостями зони з покращеними (лінія 4) або з погіршеними (лінія 5) властивостями; в) за заміщення колектора неколектором (лінія 6); г) за наявності зони зі сталим тиском, наприклад, контура живлення пласта (лінія 7). Іншими причинами викривлення прямої може бути наявність зон з різним ступенем проявлення аномальних властивостей нафти, пружної ємності тріщин і проникності пористих блоків у тріщинувато-порис­тому пласті. Обробляючи відповідним чином ці залежності, можна визначити фільтраційні параметри і розміри зон, параметри тріщи­нувато-пористого пласта.

Тривалий приплив рідини зумовлений немиттєвим закриттям свердловини на гирлі (має бути миттєве закриття на вибої), стис­ненням газованого стовпа рідини у свердловині і підвищенням рівня рідини в неповній свердловині, що відповідає підвищенню вибійного тиску . Витрату, з якою відбувається тривалий приплив рідини, можна виміряти чутливим свердловинним дебітоміром або розрахувати за змінами гирлового і затрубного тисків (чи рівнів рідини у свердловині).

Існує близько 30 методів урахування цього припливу, їх можна поділити на дві групи: диференціальні та інтегральні. У групі диференціальних методів ураховують поточну витрату, а в групі інтегральних - накопичений об'єм притікаючої рідини, тому останні є точнішими. Ці методи дають змогу збільшувати кількість точок, що лягають на пряму.

Припливом можна знехтувати з похибкою до 1% за умови:

( 5.27)

де V(t) - накопичений приплив рідини у свердловину за час дослідження t. Для виконання цієї умови в малодебітних свердловинах потрібно очікувати багато часу.

У водонагнітальних свердловинах можна виміряти гирловий тиск рг(і), оскільки вибійний тиск , або використати залежність , де - усталений гирловий тиск до зупинки; Н - глибина свердловини; - середня густина води у свердловині. Тиск на вибої водоналнітальної свердловини до зупинки можна розрахувати за формулою гідростатичного тиску для нерухо­мого стовпа рідини в затрубному просторі або не враховувати втрат тиску на тертя в НКТ. Оброблення результатів здійснюється анало­гічно без урахування додаткового припливу, оскільки він відсутній у повністю заповненій свердловині.

Дослідження родовищ на газоконденсатність проводять з метою визначення параметрів вуглеводневої суміші, необхідних для підрахунку запасів газу, конденсату і окремих компонентів, визначення прогнозних показників розробки газоконденсатного родовища і проектування системи промислової обробки вуглеводневої продукції.

При наявності нафтової облямівки для дослідження на газоконденсатність вибирають три свердловини, розташовані на куполі структури, поблизу облямівки і в проміжній ділянці. Якщо родовище характеризується великою товщиною продуктивного розрізу (понад 300 м), то вибирають по одній свердловині для дослідження на кожні 300 м розрізу.

Багатопластові газоконденсатні родовища досліджуються такою кількістю свердловин, щоб були охоплені всі поклади, в яких знаходяться запаси газу і конденсату.