2. Гидродинамические м-ды исследования скв-н. Метод восст-я давления.

Промыслово‑гидродинамическим методам относятся такие исследования скважин, с помощью которых можно получить данные, характеризующие гидродинамические свойства пластов. Таким образом, промыслово‑гидродинамические исследования направлены на изучение коллекторских свойств пласта, гидродинамической характеристики скважин и физических свойств насыщающей коллектор жидкости¹.

Гидродинамическими исследованиями определяют такие весьма важные при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений параметры, как коэффициенты гидро‑ и пьезопроводности, продуктивности и приемистости. Кроме того, эти методы позволяют оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород. Для этих целей используют следующие методы:

4. восстановление (падения) давления;

5. гидропрослушивание;

6. установившихся отборов (пробных откачек).

Метод восстановления (падения) давления основан на наблюдениях изменения забойного давления и дебита скважин после их работы на установившемся режиме. Интерпретация полученных данных позволяет непосредственно определить комплекс параметров пласта и скважин. Для раздельной оценки параметров этих комплексов необходимо воспользоваться геофизическими определениями эффективной мощности пласта, пористости и лабораторными определениями коэффициентов сжимаемости пластовой жидкости и самой породы пласта.

Методы установившихся отборов - основаны на изучении зав-сти дебита сква­жины от забойного давления и закл-тся в фиксации послед-ных изменений отборов жидкости из пласта (при изменении режима работы скважины) и замерах дебита и забойного давле­ния (после того, как в скважине устанавливается постоянный при­ток при каждом режиме). В результате исследований получают величину понижения давления Δр=рпл—Рз»в (здесь Δр—депрес­сия; рпл — пластовое давление; рз—забойное давление) или со­ответственно уровней ΔН=Нст-Ндин (здесь ΔН-разница уров­ней; Нст — стат.уровень; Н дин — динам. уровень) при каждом режиме и соответствующие им значения дебитов Q нефти, газа, воды и процент песка. Результаты полученных значе­ний дебита скважины Q и Δр наносят на график. Получаемая при этом кривая называется ин­дикаторной.

В процессе иссл-ний необходимо, чтобы скважина проработала не менее чем на трех режимах. Каждый режим должен отличаться от пред-щего на 10— 20%. Через каждые. 24 ч замеряют дебит и забойное давление.

1 — линейная; 2 — выпуклая к оси дебитов; 3 — вогнутая к оси дебитов в течение 2—3 дней.

При практическом отсутствии разницы в замерах режим считают установившимся.

Изменение ре­жима достигают следующим образом:

а) в фонтанных скважинах—измене­нием штуцера; б) в компрессорных— изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлений на устье, в) в глубиннонасосных—изменением длины хода штока числа ка­чаний или диаметра насоса; г) с электропогружными насосами — созданием противодавления на устье; д) в нагнета­тельных—изменением расхода воды.

Индикаторные кривые описываются уравнением Q=K(рпл-рзаб)ⁿ, где п—показатель степени; К—коэф-нт продук­тивности.

Коэф-нт продуктивности определяют по начальному пря­молинейному участку индикаторной кривой: K=Q/Δp. В зав-сти от величины п получают различные по форме индикаторные кривые (прямолинейные, выпуклые и вогнутые к оси дебнтов).

В соответствии с формулой Дюпюи и с учетом продуктивности рассчитывают такие фильтрационные характеристики, как прони­цаемость kпр, гидропроводность кпрНэф/μ, подвижность кпр/μ, про­водимость кпрНэф: (6,1)

где knp—проницаемость;μ—вязкость нефти в пластовых усло­виях; R— радиус контура питания; г—приведенный радиус сква­жины; C1 и С2—коэффициенты, характеризующие несовершен­ство скважины по характеру и степени вскрытия; Нэф—эффек­тивная мощность пласта.

При снижении пластового давления ниже давления насыще­ния в пласте будет выделяться газ, т. е. будет наблюдаться фильт­рация газированной жидкости. Тогда в расчетную формулу (6.1) вместо коэффициента продуктивности К подставляют коэффици­ент продуктивности К*

К*=Q/(Hk-Hзаб) (6.2)

связанный с функцией Христионовича (Нк—Нзаб), которая учитывает изменение газонас-сти и фазовой проницаемости для ж-сти с изменением давления.

Методы неустановившихся отборов

ΔΡ(t)

кривая восст.давления

М-д восстановления дав­ления основан на фиксации распреде­ления давления в залежи после

нарушения режима работы скважины. При нарушении режима работы скважин ее исследуют методом

прослеживания ско­рости подъема уровня жидкости в на­сосной скважине после ее остановки методом

прослеживания скорости вос­становления забойного давления в фон­танной скважине после ее остановки. При этом получают

данные о восстановлении давления ΔΡ и времени t его восстановления.

Рез-ты этих иссл-ний обобщают в виде графика. Построенный т. обр. график восст-ния давления будет иметь прямолинейный участок. Угловой коэф-нт i, отсекаемый продолжением прямолинейного участка на оси ординат, количественно равен тангенсу угла наклона прямолиней­ного участка к оси временя tgi=Qμ/(4πΚпрНэфф). Преобразуя эту формулу, Клр=2,ЗQμ4πНэфф tg i. (6.3)

где Q—дебит скв-ны до остановки; μ—вязкость нефти в пла­ст. условиях; Нэф—эффективная толщина пласта; tgi—тан­генс угла наклона прямолинейного участка к оси времени, tgi=(р₂-р₁)/(tgt₂-tgt₁).

По кривым восс-ния давления рассчитывают проницае­мость, гидропроводность, проводимость, подвижность, пьезопроводкость.

Метод гидропр-ния закл-тся в наблюде­нии за изменением пластового давления или стат. уровня в простаивающих (реагирующих) скв-ах, происходящим при изменении отбора ж-ти из соседних (возмущающих) скважин, пробуренных на один и тот же пласт. Скорость реагирования скв-ны в процессе прослушивания пласта "зависит от лит.-физ. свойств пласта,физ.-хим. хар-тик ж-сти.

При изменении отбора ж-сти из возмущаюшей скв-ны на ΔQ при длительной эксп-ции ее с новым постоянным деби­том изменение давления в соседних (реагирующих) скв-нах в различные моменты времени

где р—изменение давления в реагирующей скв-не, μ-вяз­кость пластовой нефти; кnp—проницаемость пласта; Нэф—эф-ная мощность пласта; Еi,—экспоненциальная функция; R— расстояние от возмущ. до реаг-щей скв-ны; t— время, прошедшее после изме-ния отбора в возмущающей скв-не.

Иссл-ния проводят по следующей схеме: 1.по рез-там иссл-ний строят фактическую кривую прослушивания в коор-тах Δр=f(t).2. На факт-ую (эксперим-ную) кривую накладывают эталонную кривую, которую строят в тех же коор-тах для пласта с условными параметрами.3. Отмечают, с какими координатами фактической кривой сов­падают координаты эталонной кривой.4. По номограммам опр-ют следу. параметры: пьезопроводность, гидропроводность кпрН/μ., проницаемость кпр, по­движность кпр/μ, проводимость кпрН.

Метод гидропр-вания позволяет решить след. геолого-промыс. задачи: определить фильтр-ные хар-ки залежи в удаленных ее участках, на середине расстояния м/у возмущ-ими и реагир. скв-ами; установить гидродинамическую связь м/у нефтяной и законтурной частями залежи; установить гидрод-скую связь м/у отдельными частями залежи (м/у отдельными скважинами); установить гидрод-скую связь м/у отдельными пропластками мощ­ного продукт. пласта или отдельными пластами мощного продук. горизонта.

Метод самопр-вания (снятие кривых восс-ния давления в остановленных скв-ах за длительное время) позволяет определить: параметры пласта в удаленных его участках; границы выклинивания пласта (его замещения); гра­ницы залежи (ВНК); границы фронта закачиваемой воды при за­контурном, приконтурном или внутриконтурном заводнении.