Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів

14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин

Підрахунок запасів нафти і газу, проектування розробки нафтогазових родовищ, опера­тивне регулювання їх розробки неможливі без наявності як початкових, так і поточних ха­рактеристик пластів-колекторів (ефективна товщина пластів, межі їх поширення, колек-торські параметри пластів, їх температурний режим, фізико-хімічні параметри пластових флюїдів).

Інформацію, необхідну для визначення характеристик пластів, одержують шляхом ви­конання певного комплексу досліджень, серед яких розрізняють: геологічні, геофізичні, гідродинамічні та лабораторні.

Реалізація гідродинамічних досліджень передбачає створення у свердловинах депресії чи репресії на пласти або реєстрацію зміни тиску і об'єму припливу.

У процесі виконання гідродинамічних досліджень шляхом безпосередніх вимірів на свердловинах визначають: пластовий тиск - , МПа; пластову температуру - °С; вибійний тиск - , МПа; вибійну температуру - °С; буферний тиск - , МПа; затруб-ний тиск - МПа; дебіти: нафти - м^/добу; газу - тис.м³/добу; води - м³/добу; газовий фактор - Г, м³/м³; м³/т; рівень рідини у свердловині: динамічний - м; ста­тичний- м.

На основі одержаної інформації визначають: коефіцієнт продуктивності - м³/(до­ба-МПа); гідропровідність пластів - м³/(доба·МПа); п'єзопровідність пластів - к, м²/с; проникність пластів - k, мкм²; скін-ефект - відношення продуктивностей (по­тенційної до фактичної) - ВП; радіус привибійної зони - м, де - ефективну товщину пласта, м; - динамічну в'язкість рідини, мПа • с.

За технологією виконання розрізняють дві групи гідродинамічних методів: перша осно­вана на вивченні процесу усталеної фільтрації (метод усталених відборів, метод визначення параметрів'за картами ізобар); друга основана на вивченні неусталеної фільтрації (метод відновлення тиску чи рівня у свердловині, метод гідропрослуховування - простежування впливу зміни тиску в збуджувальній свердловині на тиски у навколишніх - спостережних свердловинах).

14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації

Усталений режим фільтрації передбачає незмінність дебіту та вибійного тиску у свердловині протягом деякого часу (1-2 доб.). Технологія дослідження на усталених ре­жимах фільтрації полягає у зміні відбору продукції шляхом зміни величини депресії на пласти та реєстрацію на кожному з них величин дебіту і вибійного тиску після стабілізації режиму.

Усталений приплив рідини у свердловину при радіальній фільтрації описується рівнянням Дюпюї:

(14.1)

409

де Q - дебіт рідини, м³/добу; - об'ємний коефіцієнт рідини у пластових умовах; радіус контура живлення; - радіус свердловини в інтервалі продуктивних пластів; С -коефіцієнт додаткового фільтраційного опору.

Графічне зображення результатів дослідження шляхом побудови залежності Q = має назву індикаторної діаграми. При цьому залежність дебіту від депресії може бути прямолінійною, випуклою до осі дебітів або вигнутою до осі дебітів.

На основі індикаторної діаграми визначають:

- коефіцієнт продуктивності свердловини, м³/ (доба • МПа)

(14.2)

- середню гідропровідність пластів у зоні фільтрації, м³/(доба·МПа) або (мкм² • см) / (мПа • с)

(14.3)

або

(14.4)

- середню проникність пластів, м²,

^(14.5)

де - в'язкість рідини у пластових умовах, мПа • с; - ефективна товщина пластів, м.

Для випуклої до вісі дебітів індикаторної лінії має місце відхилення від лінійного закону фільтрації, а приплив рідини у свердловину підпорядкований двочленній залежності

(14.6)

Якщо залежність (14.6) виразити графічно через рівність то індикаторна лінія буде прямою, яка відсікає на осі тисків відрізок А, пропорційний гідропровідності та продуктивності:

м³/(добу·МПа) (14.7)

або

(мкм²·см)/(мПа·с); (14.8)

м³/(МПа·добу). (14.9)

При вигнутій до осі дебітів індикаторній лінії наявне зростання коефіцієнта продуктив­ності при збільшенні депресії на пласти, що засвідчує приєднання до роботи нових (менш проникних) пластів після досягнення певних депресій або ж вказує на наявність процесу очищення пластів. '

Методика інтерпретації вигнутих до осі дебітів індикаторних ліній запропонована В.С.Колбіковим і полягає в тому, що після з'єднання всіх точок діаграми прямими відрізками одержують ламану індикаторну лінію, кожний відрізок якої характеризує роботу певної групи пластів.

Сумарні наростаючі коефіцієнти продуктивності працюючих на поточному режимі груп пластів визначаються з використанням залежності

410

(14.10)

дебіт кожної з приєднуваних груп пластів визначають за формулою

(14.11)

а коефіцієнт продуктивності для приєднуваної на черговому режимі групи пластів визна­чають з використанням залежності

(14.12)

де - сумарний дебіт поточного режиму; - дебіт поєднуваної чергової групи пластів при поточному режимі відбору продукції.