книги / Современные методы гидродинамических исследований скважин и пластов

установлена связь между скважинами 940 и 941, возможно, изза частой смены режима закачки всех скважин; пластовое давление в районе скважины 940 растет и на 16 % превышает гидростатическое.

1.4.КРИВАЯ СТАБИЛИЗАЦИИ ДАВЛЕНИЯ

Внастоящее время за рубежом и в России, в частности на территории Пермского края, широкое распространение получают «интеллектуальные» месторождения, в которых на основании переработки большого количества данных по давлениям, дебитам и обводненности происходит управление процессом разработки. Это стало возможным в связи с широким внедрением глубинных насосов, оснащенных датчиками давления, которые в большинстве случаев осуществляют контроль за режимом работы насосов. Запись кривых изменения давления происходит как во время пуска скважины в работу, так и в процессе всего времени ее эксплуатации. Постоянная оптимизация режимов является мощным средством управления интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи. Неотъемлемой частью является интерпретация данных по давлению и дебитам скважин для определения фильтрационных параметров пластов, призабойной зоны и межскважинного пространства.

Выше было отмечено, что для определения достоверных параметров удаленной от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД и КВУ должна быть достаточно продолжительной, что приводит к потерям в добыче нефти. Все чаще интерпретация данных гидродинамических исследований производится в программном продукте KAPPA (модуль Saphir). Как правило, на практике исследования методом КВД в низкопроницаемых коллекторах чаще всего малоинформативны из-за невозможности выделения радиального участка фильтрации (необходима длительная остановка скважин), и, как следствие,

53

параметры пласта определяются неверно (оценочно). Примеры интерпретации данных ГДИ в программном продукте KAPPA, на которых не выделяется участок радиальной фильтрации, представлены на рис. 1.53, 1.54.

Рис. 1.53. Диагностический график математической модели кривой в билогарифмических координатах (скв. 410 Озерного месторождения)

Рис. 1.54. Диагностический график математической модели кривой в билогарифмических координатах (скв. 411 Гагаринского месторождения)

54

В связи с широким использованием глубинных манометров на месторождениях Пермского края для определения фильтрационных и продуктивных характеристик пласта, а также снижения потерь при проведении гидродинамических исследований появилась возможность широко использовать метод исследования скважин без их остановки – метод стабилизации давления (КСД). Примеры записи забойного давления с глубинных датчиков представлены на рис. 1.58–1.64. Правда, стоить отметить, что не все записи давлений можно считать кондиционными и пригодными для дальнейшей интерпретации.

1.Кондиционные записи. Данные характеризуются отсутствием скачков давления и длительных перерывов в записи. Режим установившийся или псевдоустановившийся, длительность исследований сопоставима с КВД или превышает. КСД зарегистрирована с давления, близкого к пластовому

(см. рис. 1.60).

2.Условно кондиционные записи. В записи давлений имеются небольшие скачки давления (по длительности и амплитуде) или кратковременные перерывы. Режим не установился, КСД зарегистрирована не с пластового давления (см. рис. 1.61).

3.Некондиционные записи. Записи давлений отличаются значительными скачками давления, наличием длительных перерывов в комплексе с кратковременными остановками

(см. рис. 1.61).

Значительное влияние на качество получаемых данных

оточности замеров забойного давления оказывает разрешающая способность глубинного манометра или блока ТМС. Для кондиционной записи давления разрешающая способность глубинного манометра или блока ТМС должна быть не выше 0,001 МПа, относительная погрешность по давлению не выше 0,25 %. Примеры некондиционных записей КВД представлены на рис. 1.55–1.58.

55