14. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Комплексные геолого-промысловые характеристики продуктивных пластов (гидропроводность, проводимость, пьезопроводность). Формула Дюпюи.

Гидродинамические методы исследования скважин - методы определения характеристик пластов и скважин при известных величинах давления, скорости фильтрации флюидов в пласте и дебитов. С помощью ГДМ можно определить геолого-промысловые параметры пластов: проницаемость, гидропроводность, проводимость, пьезопроводность, а так же показатели работы скважин: коэффициенты продуктивности в добывающих скважинах, коэффициент приемистости в нагнетательных скважинах, радиус дренажа, коэффициент гидродинамического коэффициента скважин. Полученные величины представляют собой средние значения параметра в объеме изучаемого пласта (поскольку определяется либо между 2 скважинами, либо в одной скважине или в радиусе дренажа скважины). Как правило, методы ГДМ являются более достоверными, нежели керн или ГИС, поэтому чаще других используются при обосновании технологических решений.

I. Метод установившихся отборов. Основан на изучении установившихся в скважине скорости фильтрации жидкости, газов, их смесей и предусматривающий замеры дебитов (Q), пластовых и забойных давлений на нескольких режимах работы скважины. Как правило, число режимов не менее трех. Полученные данные служат основой для построения индикаторной диаграммы.

II. Метод неустановившихся отборов (метод восстановления давления). Основан на изучении в скважине неустановившихся процессов фильтрации; его суть состоит в прослеживании по времени скорости восстановления давления после изменения режима работы в скважине.

III. Метод гидропрослушивания пласта – основан на изучении неустановившихся процессов фильтрации в скважине, но отличающийся от предыдущего тем, что изменение давления (режима работы) регистрируется на забое соседней скважине. Для исследования используют две скважины: первая возмущающая, в которой производят изменение режима с целью создания импульса, и вторая – регистрирующая, в которой регистрируется изменение забойного давления, вызванного изменением режима работы первой скважины. Скорость реагирования зависит от литологии, физических свойств пласта и жидкости и др. По проведенным замерам строят кривые гидропрослушивания в координатах давление-время.

При условии, что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации, дебит скважин можно рассчитать из формулы Дюпюи.

К_пр – проницаемость, h_p – эффективная работающая толщина пласта, ΔР – депрессия, μ_н – вязкость нефти, R – радиус дренажа (влияния скважины), r – радиус долота, С=С₁+С₂ – поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта (С₁) и по степени вскрытия пласта (С₂).

Из формулы Дюпюи можно получить и другие промысловые характеристики, которые называются комплексными:

1) Гидропроводность – характеризует способность плата толщиной h фильтровать флюид вязкостью μ в единицу времени при напорном градиенте давления, равном единице

2) Коэффициент проводимости - характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в радиусе дренажа скважины.

3) Коэффициент пьезопроводости , β – коэффициент упругоемкости пласта. , . Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения жидкости и породы, β_ж – коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, β_п.с. – коэффициент сжимаемости пористой среды.

4) Из формулы Дюпюи можно определить коэффициент проницаемости

15. Нефтегазонасышенность пород-коллекторов. Коэффициенты нефтегазонасышенности и методы их определения. Гидрофильный и гидрофобный коллектора и особенности передвижения флюидов в поровом пространстве.

Первоначально продуктивные пласты были заполнены пластовой водой, затем в процессе миграции нефть и газ, имея меньшую плотность, вытесняли воду и занимали повышенные участки пласта (принцип дифференциального улавливания).

В действительности же, взаиморасположение флюидов в пласте более сложное, поскольку кроме сил гравитации, разделяющих флюиды по плотности, в поровом пространстве действуют капиллярные, поверхностно-молекулярные силы, которые препятствуют четкому распределению флюидов по плотности.

Наличие этих сил обусловливает:

1. Присутствие в любом коллекторе остаточной воды.

2. Наличие переходных зон в месте фазовых контактов.

Объем остаточной воды в поровом пространстве коллектора позволяет определить коэффициент водонасыщенности. К_в – это отношение объема остаточной воды в открытых порах к объему открытых пор. . Кв+Кн=1 – для нефтяных залежей; Кв+Кн+Кг=1 – для газо-нефтяных залежей.

Коэффициент водонасыщенности (а соответственно и нефтенасыщенности) можно определить:

1. Лабораторным способом – исследование керна, отобранного в процессе бурения скважины с использованием бурового раствора на нефтяной основе.

2. Косвенным методом – по зависимости проницаемости от водонасыщенности и по зависимости между капиллярным давлением и остаточной нефтенасыщенностью.

3. По ГИС, определяется по методу электрокаротажа по величине коэффициента удельного электрического сопротивления. Он представляет собой отношение удельного электрического сопротивления нефтяного пласта к сопротивлению водяного пласта. . Этот относительный параметр связан с Кв n – показатель количества фаз в пласте.

Матрица породы имеет разную смачиваемость, поэтому остаточная вода может по-разному реагировать с горной породой.

1. Если вода покрывает всю внутреннюю поверхность пустот, то такой коллектор называется гидрофильным. Гидрофильность – это свойство поверхностных частиц породы лучше смачиваться водой, чем нефтью при наличии в пласте обеих фаз. Процесс вытеснения в таких коллекторах идет успешнее, поскольку нефть скользит по пленке воды, выстилающей поверхность пор. Коллектор считается гидрофильным, если Кв>10%.

2. Гидрофобный коллектор. Гидрофобность – свойство частиц поверхности породы лучше смачиваться нефтью, чем водой при наличии обеих фаз. При соприкосновении нефти с такой породой происходят процессы адсорбции – химическое взаимодействие поверхностно-активных веществ нефти с поверхностью минералов. Коллектор считается гидрофобным, если Кв<10%. Процесс извлечения нефти из таких коллекторов затруднен. Коэффициент извлечения нефти значительно ниже вследствие потерь нефти в пласте (горная порода смачивается нефтью, которая прочно удерживается молекулярными силами на поверхности минералов и не может быть извлечена).