книги / Современные методы гидродинамических исследований скважин и пластов

затрубного давления, обводненности, параметров работы ШГН, а также дебита жидкости и газа, замеренного с помощью уста-

новки АСМА (рис. 1.21–1.23).

Рис. 1.21. Замеры обводненности, частоты тока и забойного давления на ВНК при исследовании скважины

Рис. 1.22. Замер динамических уровней и давления в затрубном пространстве

22

Окончание табл. 1.5

Таблица 1.6 Результаты исследования скважины

На основании полученных данных построена индикаторная диаграмма (рис. 1.24). По ней оценены текущее пластовое давление и коэффициент продуктивности скважины, определены параметры ПЗП (табл. 1.7). Индикаторная диаграмма имеет прямолинейный вид, что указывает на сохранение линейного закона фильтрации Дарси в достигнутом диапазоне депрессий. Обводненность продукции по отобранным пробам изменяется от 22,2 до 53,4 %, поэтому при расчете параметров ПЗП использованы расчетные свойства эффективной жидкости.

24

скважин при неустановившихся режимах – снятие кривой восстановления давления. Для этого скважину, работающую при установившемся режиме (Рзаб = = const, Q = const), останавлива-

ют и фиксируют темпы восстановления забойного давления. По результатам замеров строится график – кривая восстановления давления (КВД) (рис. 1.25).

Факторы, влияющие на форму КВД. Существует ряд причин, искажающих форму КВД и затрудняющих их интерпретацию. К этим факторам относятся: интерференция скважин, нарушение режима работы скважин перед остановкой, зональная неоднородность пласта и немгновенная остановка скважины, другие причины.

Интерференция скважин. Под интерференцией подразумевается явление взаимодействия скважин. Изменение режима работы скважин, имеющих гидродинамическую связь с исследуемой скважиной, может существенно исказить КВД. Поэтому за несколько дней до исследования и во время него не рекомендуется менять режим работы соседних скважин.

Также на кривую восстановления давления могут влиять различные экранирующие поверхности коллектора (поверхности сбросов, контактных поверхностей линз или пропластков неоднородной проницаемости и др.).

Неоднородная проницаемость пласта. Основные фор-

мулы, на которых основаны методы обработки КВД, получены для зонально однородного пласта. На практике вокруг скважины часто существует кольцевая зона с радиусом от нескольких метров до нескольких десятков метров с проницаемостью, отличной от проницаемости всего пласта. Уменьшение проницаемости происходит при некачественном вскрытии пласта, при раз-

26

рушении коллектора вследствие неправильно подобранного режима работы скважины, при выпадении в ПЗП АСПВ и т.д. Увеличение проницаемости возможно вследствие проведения различных видов воздействия на ПЗП (кислотные обработки, гидравлические разрывы, виброволновые воздействия). Все эти факторы приводят к отклонению начального участка КВД от линии, соответствующей однородному пласту.

Немгновенное прекращение притока нефти к забою скважины. Мгновенное прекращение притока нефти возможно лишь теоретически, если скважину мгновенно закрыть на забое. При изменении режима в сторону уменьшения отбора новый дебит устанавливается не сразу.

В скважине всегда имеется некоторая свободная емкость, которая обусловлена сжимаемостью нефти и газа или же частью открытого пространства над уровнем нефти. После остановки скважины в течение некоторого времени происходит заполнение свободной емкости скважины поступающей из пласта нефтью. На протяжении этого периода дебит скважины уменьшается от установившейся перед остановкой величины до нуля.

Немгновенное прекращение притока существенно искажает кривые восстановления давления, особенно их начальные участки. При длительном наблюдении КВД асимптотически стремятся

ккривой, соответствующей мгновенному закрытию скважины. Искажение начальных участков за счет послепритока приводит

ктому, что эти участки, несущие информацию об ОЗП, оказываются дефектными.

Продолжающийся послеприток иногда настолько сильно искажает кривую восстановления давления, что для выхода этой кривой на асимптоту требуется очень много времени.

Все методы обработки КВД в связи с этим делятся на две группы: с учетом послепритока и без учета послепритока.

Критерием применимости методов без учета послепритока Э.Б. Чекалюк предложил использовать условие

27

где V (t) – приток жидкости в скважину после ее остановки; Q – дебит скважины перед остановкой; t – время, прошедшее после остановки; П – заданная погрешность. Считается, что обработка методами без учета послепритока достаточно достоверна при условии П << 0,01.

В высокодебитных скважинах это условие наступает достаточно быстро. В низкодебитных иногда требуются очень продолжительные остановки. Ниже представлены некоторые примеры формы КВД, полученных с месторождений Пермского края (рис. 1.26, 1.27).

На многих разрабатываемых месторождениях количество нагнетательных скважин приближается к количеству добывающих, поэтому тема исследований таких скважин является важной, особенно при планировании или внедрении третичных методов разработки месторождения, когда способность нагнетательной скважины принимать дорогостоящий агент стабильно в течение длительного времени определяет экономическую

Рис. 1.26. КВД: а – скв. 414 Опалихинского месторождения; б – скв. 489 Опалихинского месторождения

28