Продуктивних горизонтів

У процесі виконання гідродинамічних досліджень шляхом безпосередніх вимірів на свердловинах визначають: пластовий тиск, пластову температуру, вибійний тиск, вибійну температуру, буферний тиск, затрубний тиск, дебіти: нафти, газу і води, газовий фактор, рівень рідини у свердловині (динамічний і статичний).

На основі одержаної інформації визначають: коефіцієнт продуктивності, гідропровідність пластів, п’єзопровідність пластів, проникність пластів, радіус привибійної зони, ефективну товщину пласта, динамічну в’язкість рідини.

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

Метод усталеної фільтрації передбачає незмінність дебіту та вибійного тиску в свердловині протягом деякого часу (1–2 доб.). Технологія дослідження на усталених режимах відборів (фільтрації) полягає в зміні відбору продукції шляхом зміни величини депресії на пласти та реєстрацію на кожному з них величини дебіту і вибійного тиску після стабілізації режиму. Усталений приплив рідини в свердловину при радіальній фільтрації описується рівнянням Дюпюї:

, (10.1)

де Q – дебіт рідини, м³/добу;

b – об’ємний коефіцієнт рідини у пластових умовах;

R_к – радіус контуру живлення;

r_c – радіус свердловини в інтервалі продуктивних пластів;

C – коефіцієнт додаткового фільтраційного опору.

Режим роботи свердловини вважається усталеним, якщо два виміри вибійного тиску і дебіту, що вимірюється один за одним через певний час, різняться не більше чим на 10 %.

Графічне зображення результатів дослідження шляхом побудови залежності 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, середню гідропровідність пластів у зоні фільтрації та середню проникність пластів тощо.

Для випуклої до вісі дебітів індикаторної лінії має місце відхилення від лінійного закону фільтрації. При вигнутій до вісі дебітів індикаторної 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.

Дослідження бажано проводити так, щоб діапазон зміни депресії (Р_пл – Р_в) був по можливості більшим: від найменшої депресії, при якій до свердловини ще відбувається приплив рідини, до найбільшої, при якій ще не відбувається виділення вільного газу на вибої.

Вимір пластового тиску потрібно проводити до початку роботи свердловини, а в працюючих свердловинах тільки після зупинки їх на певний відрізок часу, на протязі якого тиск у привибійній зоні повинен відновитися до пластового.

Метод усталених відборів широко використовується при дослідженні фонтанних нафтових, переливаючих водяних і газових свердловин. При дослідженні фонтанних свердловин режим їх роботи встановлюється зміною штуцерів. При кожному режимі заміряють дебіт нафти і супутнього газу, вибійний тиск, газовий фактор і відсоток вмісту води і нафти.

Дослідження газових свердловин проводиться шляхом визначення дебіту газу і тиску на усті при різних режимах роботи. Розхід газу визначається шайбовим вимірювачем критичного витоку (прувером), тиск – взірцевим манометром і температура – максимальним термометром з ціною поділки 0,1°. Перед дослідженнями свердловину продувають на протязі 15–20 хв і потім повністю закривають до повної стабілізації тиску, що відбувається переважно за 2–3 год.

При випробуванні свердловини досліджують вміст в газі конденсату, води, частинок породи тощо.

Продуктивність окремих пластів і прошарків визначається окремо поінтервальними випробуваннями. В умовах стійких порід і при відсутності піщаних пробок таке випробування може проводитись без ізоляції нижніх випробуваних пластів. У цьому відношенні значну допомогу надає глибинний дебітометр, який дозволяє роздільно визначати дебіти декількох пластів, з’єднаних одним фільтром.

Якщо в свердловині експлуатуються три пласти (I–III), з’єднані одним фільтром (рис. 10.8), то для визначення дебіту нижнього пласта дебітомір встановлюють в покрівлі пласта III, щоби ізолювати верхні пласти (I і II). Визначивши, що дебіт пласта III становить а, дебітомір переміщають в нове положення над покрівлею пласта II для заміру сумісного дебіту двох пластів: II і III. Допустимо, що загальний дебіт пластів II і III становить б; тоді дебіт пласта II буде визначатись різницею б – а. Для визначення дебіту пласта I дебітомір встановлюють над його покрівлею, а потім визначають загальний дебіт всіх трьох пластів, який становить c; тоді дебіт пласта I буде становити с – б. Якщо підключення нового пласту не супроводжується збільшенням дебіту, то це свідчить про відсутність припливу із нього.

Рис. 10.8 – Схема дослідження дебітів окремих пластів

глибинним дебітоміром

За допомогою глибинного дебітоміру з’явилась можливість досліджувати геологічну неоднорідність продуктивних пластів і горизонтів не тільки за даними керна та електрометричних характеристик свердловин, але і за дебітами рідини, яку отримують з окремих інтервалів та кривими відновлення тиску (рис. 10.9 та 10.10).

Метод простеження рівня або тиску був запропонований в 30-х роках В.П. Яковлєвим. Суть його в тому, що шляхом відбору або підливу рідини понижують або підвищують рівень в свердловині, змінюючи тим самим тиск на вибої. Потім спостерігають за зміною положення лінії в часі, відзначаючи переміщення рівня за відповідні проміжки часу.

Аналогічним за принципом є метод прослідковування тиску, при якому свердловину також виводять із стану рівноваги, а потім спостерігають за зміною в часі тиску на вибої.

Рис. 10.9 – Електрична характеристика пласта (а) та

дебітограма припливу рідини (б)

Рис. 10.10 – Криві відновлення тиску

а – в координатах Dр і t; б – в координатах Dр і lg t; 1, 2, 3, 4 – криві, що

записані при різних умовах дослідження свердловини

Метод неусталених режимів фільтрації. Дослідження свердловин на неусталених режимах фільтрації полягає в реєстрації зміни тиску та припливу в свердловину після припинення чи закачування або створення депресії чи репресії на пласти.

На методах досліджень свердловин при неусталеному режимі фільтрації заснована методика дослідження пластів, що називається гідророзвідка. Основним елементом цієї методики є гідропрослуховування і самопрослуховування свердловин.

Гідропрослуховуванням називається запис коливань статичного рівня (або тисків) у свердловині, які виникають внаслідок зміни відбору рідини в сусідніх свердловинах з цього ж пласта або з сусідніх пластів.

Самопрослуховуванням називається спостереження за змінами тисків на вибої свердловини, що виникають від зміни відбору з цієї ж свердловини.

Метод гіпропрослуховування має переваги над іншими гідродинамічними методами досліджень. Він дозволяє найбільш повно охарактеризувати продуктивний пласт, визначити якісний і кількісний гідродинамічні зв’язки між свердловинами і пластами, а в комплексі з іншими методами – оцінити неоднорідність пласта, виявити літологічні екрани і газові шапки.

Графіки зміни тиску на вибої свердловини після припинення закачування чи відбору дістали назву кривих відновлення тиску (КВТ).

Тривалість реєстрації КВТ залежить від колекторських властивостей пластів і може становити від декількох годин до декількох діб, а для пошукових і розвідувальних свердловин визначається тривалістю відновлення вибійного тиску до пластового.

Дослідження свердловин проводить спеціальний загін під загальним керівництвом геолога розвідки. Геолог контролює повноту і якість збору інформації: обробку на кожному режимі в період заданого часу, виміри дебіту спеціальними ємностями – мірниками, а не випадковою тарою, виміри тиску на вибої, буфері, в затрубному просторі взірцевими манометрами, вимір газового фактору, якість запису кривих відновлення тиску, відбір глибинних проб нафти, газу, води тощо.

За результатами випробування та дослідження геолог складає акт, в якому вказує всі дані про стан свердловини і дає рекомендації про подальше її використання.