9.4. Характеристика комплекса промысловых исследований с целью оценки режима залежей.

Выявление режима работы залежей – важный этап в общем комплексе работ по промышленной оценке залежей н/г, на этапе подготовительных работ и разработке.

Достоверная оценка промышленных запасов н/г, научно обоснованное проектирование и осуществление разработки нефтегазовых залежей возможны лишь при уверенном прогнозе режима залежи. Поэтому естественный режим работы залежи необходимо оценить уже на стадии разведочных работ. Естественные режимы обусловлены множествами факторов, так для Н выделяют 5 режимов: водонап, упруговод, газовой шапки, раствор. Г, гравитационный, 3 режима для Г: расширяющегося газа, газоупруговодонап, газоводонап.

Комплексы исследований.:

1. Гидрогеологические, гидродинам. факторы ,геохимия вод. гидродинамич и гидрохимич, т е надо по карте изобар установить хорошую связь с законтурной зоной. Когда проводим пробную эксплуатацию то определяем процент воды- если увелич-ся содерж воды, то хорошая связь с законтурной зоной

2. Структурный фактор( форма, размеры залежи и тект.наруш.)

3. Литология и коллекторские св-ва пласта. Плохая связь-упруго-водонапорный режим

4. Условия залегания н и г.( размеры чнз,внз, газо шапка).

5. Свойства флюидов(вяз,плотность).

 

9.5. Гидродинамические методы исследований скважин.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) –совокупность исследований, направленных на измерение определенных параметров (P,T,Q) и отбор проб пластовых флюидов в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени. Т.О. выделяют

1.метод установившихся отборов. Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами ипредусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах.

2. методы неустановившихся отборов. Методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления(КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

3. гидропрослушивание. Если разное положение контакто-нет связи между блоками См. гл 8

1-й метод позволяет фиксировать забойные давления и дебиты н/г на определенных режимах эксплуатации. На фонтанных скважинах режим эксплуатации определяется диаметром штуцера (небольшая металлическая болванка – патрубок, внутри которого растачивается отверстие диаметром 2, 4, 6, 8, 10, 12 и т.д. мм). Штуцер вворачивается на выкидной линии фонтанной арматуры. В насосных скважинах рабочий режим устанавливается либо изменением числа качаний балансира, либо увеличением или уменьшением длины хода штока.

Забойное Р – Р на забое скважины, которое фиксируется с помощью глубинных манометров при том или ином режиме эксплуатации.

Перед началом цикла исследований производится замер пластового давления. Это внутреннее Р в пласте, которое фиксируется при остановке скважины на опорных, разведочных, поисковых, эксплуатационных скважинах.

По результатам измерений строится индикаторная диаграмма. По начальному прямолинейному участку индикаторной кривой определяется коэффициент продуктивности, который равен отношению суточного дебита нефти к депрессии: h=Q/DPКоэффициент продуктивности показывает, на сколько изменяется дебит нефти при изменении давления на 1 атм.

Существует показатель удельной продуктивности (удельный коэффициент продуктивности), он равен отношению h к эффективной мощности пласта. При известных показателях продуктивности, депрессии, вязкости нефти, радиуса скважины, радиуса влияния скважины, степени и характера вскрытия продуктивного пласта перфорацией определеют коэффициент проницаемости пласта:

Так определяется первый фильтрационный параметр. Следующий параметр – гидропроводность: .

Подвижность определяется по формуле: .

И проводимость: .

Определенные фильтрационные коэффициенты будут характеризовать призабойную зону пласта, поэтому они могут быть сопоставлены с параметрами пласта, к.определяются или по керну, или по данным промыслово-геофизических исследований.

2-ой метод – снятие кривых восстановления давления.Фонтанная скважина останавливается, в нее опускают глубинный манометр с перепадом давлений в 0,001 атм. Строим кривую в координатах DР – lgt. DР характеризует степень наращивания давления во времени. Угол наклона конечного прямолинейного участка i – характеризует фильтрационную характеристику пласта.

Определяют фильтрационные показатели: 1. ,

2. гидропроводность, 3. подвижность, 4. проводимость.

Фильтрационные характеристики, рассчитанные по КВД, будут характеризовать удаленную зону пласта.

КВД можно записывать с помощью гидропрослушивания. Он заключается в наблюдении за изменением статического давления в простаивающих скважинах, при изменении отбора жидкости из соседних скважин, вскрывших тот же объект. По величине и характеру изменения давления в реагирующей скважине, по времени прихода возмущенной волны можно судить о многих геолого-физических свойствах пласта, и в частности, о гидропроводности и пьезопроводности.

Кроме того, с помощью гидропрослушивания определяется гидродинамическая связь:

1. между отдельными скважинами,

2. между отдельными частями продуктивного пласта,

3. между продуктивной и законтурной частями залежи,

4. между пропластками.

Эти ис-я являются прямым методом определения ФЕС ГП, хар-р нас-я и физ св-ва.

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими ихперепадами давления в пласте.