Гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования скважин

И пластов

Учебное пособие для обучающихся всех форм обучения

направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Тюмень

ТИУ

Аннотация

В учебном пособии описаны физические основы, технологии проведения и методы интерпретации современного комплекса гидродинамических исследований скважин и пластов (ГДИС). Рассмотрены вопросы аппаратурного обеспечения измерений. Основное внимание уделено вопросам интерпретации ГДИС, а также применению результатов для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Учебное пособие предназначено для студентов всех форм обучения, обучающихся по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» (квалификация «Академический бакалавр техники и технологии»).

Дисциплина «Гидродинамические исследования скважин и пластов» формирует основные представления о современных методах исследования скважин и пластов, а также учит обрабатывать и оценивать данные, которые получены при проведении гидродинамических исследований системы скважина-пласт.

Основные задачи дисциплины:

· изучение методов гидродинамического исследования скважин и пластов на различных режимах фильтрации;

· использование результатов гидродинамических исследований скважин и пластов для решения промысловых задач.

В результате изучения дисциплины «Гидродинамические исследования скважин и пластов» студент должен:

- знать: классификацию методов исследования скважин и пластов, особенности исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, приборы, используемые при гидродинамических исследованиях скважин;

- уметь: излагать основные понятия дисциплины, обрабатывать и оценивать результаты исследований скважин, использовать результаты исследований скважин при установлении режимов работы скважин, при контроле за разработкой, при выборе методов воздействия на ПЗП и повышения нефтеотдачи пластов.

- владеть: методологией подбора проведения методов ГДИС, направленных на решение конкретных задач при разработке месторождений углеводородов, навыками составления дизайна на проведение ГДИС, методами оценки качества, обрабатываемого и интерпретируемого материала, полученного после проведения ГДИС, методиками качественной и количественной обработки и интерпретации полученных результатов после проведенных ГДИС.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 5

Раздел 1 Теоретические основы гидродинамических исследований скважин и пластов. 7

1.1 Понятие, место в нефтегазовом деле, цели и задачи ГДИС.. 7

1.2 Виды исследований и основные параметры, определяемые по ГДИС.. 8

1.3 Гидродинамические параметры пластов и скважин. 11

1.4 Приток жидкости к добывающей скважине, производительность совершенной и несовершенной скважины и методы оценки ПЗС.. 17

1.5 Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов. 24

Раздел 2 Гидродинамические методы исследования скважин на установившихся режимах фильтрации 26

2.1 Исследования скважин при установившихся режимах работы.. 26

2.1.1 Теоретические основы проведения и интерпретации результатов исследования скважин на установившихся режимах эксплуатации. 26

2.1.2 Последовательность проведения исследований. 27

Раздел 3 Гидродинамические методы исследования скважин и пластов на неустановившихся режимах фильтрации. 39

3.1 Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое) 39

3.1.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки. 40

3.1.2 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины.. 43

3.1.3 Экспресс-метод. 45

3.1.4 Метод гидропрослушивания. 48

Раздел 4 Особенности исследования скважин в многопластовых и трещиноватых коллекторах, при фильтрации аномальных нефтей. 54

4.1 Особенности исследования скважин в многопластовых и трещиноватых коллекторах, при фильтрации аномальных нефтей. 54

4.1.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления на забое при эксплуатации трещиноватых пластов. 55

4.2 Примеры обработки результатов исследования скважин при эксплуатации трещиноватых пластов 56

4.2.1 Фильтрация однофазной жидкости в трещиноватом пласте. 56

4.2.2 Обработка результатов исследования скважины со снятием КВД на забое при эксплуатации трещиноватых пластов. 58

Раздел 5 Приборы и оборудование для гидродинамических исследований скважин. 62

5.1 Технология гидродинамических исследований скважин и пластов. 62

5.1.1 Исследование добывающих и нагнетательных скважин при установившихся режимах работы (методом установившихся отборов) 63

5.1.2 Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) забойного давления. 64

5.1.3 Исследование скважин, оборудованных ШСН и ЭЦН.. 65

5.1.4 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин экспресс-методами. 68

5.2 Глубинные автономные манометры.. 69

5.2.1 Геликсные манометры.. 71

5.2.2 Пружинно-поршневые манометры.. 73

5.2.3 Компенсационные манометры и дифманометры.. 75

5.3 Приборы для измерения расхода жидкости и газа. 78

5.3.1 Дебитомеры с управляемым пакером.. 78

5.3.2 Комплексные приборы.. 80

Раздел 6 Использование результатов гидродинамических исследований скважин и пластов для решения промысловых задач. 83

6.1 Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам на установившихся режимах фильтрации. 83

6.1.1 Фильтрация однофазной жидкости в однородном пласте. 83

6.1.2 Фильтрация двухфазной жидкости. 84

6.1.3 Определение параметров пласта в многослойной системе. 86

6.2 Примеры обработки результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления 86

6.2.1 Обработка КВД без учета притока жидкости к забою после ее остановки. 86

6.2.2 Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по интегральному методу Э.Б. Чекалюка. 88

6.2.3 Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по дифференциальному методу Ю.Н. Борисова. 90

6.2.4 Исследование скважины способом «мгновенного подлива». 93

6.2.5 Обработка результатов исследования скважин методом гидропрослушивания. 94

Заключение. 99

Список литературы.. 101

Введение

Нефтегазовая залежь представляет собой сложную динамическую гетерогенную систему с присущими только ей специфическими свойствами. В геологии, и в нефтепромысловом деле в частности, подход к решению проблем системы предполагает учет всех разнообразных вещественно-энергетических факторов, вызывающих разнообразные изменения состояния элементов в непрекращающейся динамике самой системы.

Общим для всей системы (залежи) является ее замкнутость, в которую входят – история геологического развития региона, разведочное и эксплуатационное бурение, разработка. Именно в этой стадийности жизни залежи и отражаются функциональные (движение, процессы, характерные как для элементов, так и системы в целом) зависимости всех происходящих процессов, трансформации энергии и вещества от состояния других структур системы. Современная научная технология разработки нефтяных и газовых месторождений базируется на всестороннем и детальном изучении свойств продуктивных пластов и содержащихся в них жидкостей и газов, а также изучении сложных процессов, происходящих в пластах при их эксплуатации.

Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа. Получаемая информация используется для проектирования, контроля и регулирования систем разработки месторождений, что обеспечивает необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах.

Одним из важнейших источников информации являются гидродинамические (промысловые) исследования пластов и скважин (ГДИС). Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений связано с применяемыми на промыслах мероприятиями по интенсификации добычи нефти. Промысловые исследования скважин и пластов поэтому приобретают все более важное значение как инструмент для оценки эффективности применяемых мероприятий.

В процессе эксплуатации пластов и скважин исследования ведутся, главным образом, гидродинамическими методами, при этом уточняются характеристики пластов, выявляется эффективность мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта.

Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки.

С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д.

Задача определения абсолютных значений этих величин с необходимой точностью, а также изучения характера их изменения во времени и пространстве (по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности, определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими условиями эксплуатации приборов в различных скважинах.

В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирования процессом разработки месторождений непрерывно совершенствуется и техника глубинных измерений. За последние годы в нашей стране и за рубежом разработаны различные глубинные приборы для измерения давлений, температур, уровней, расходов и других величин; созданы специальные устройства для проведения глубинных измерений в скважинах; разработаны полевые самоходные лаборатории для проведения комплексных измерений и т. д.

Тенденции развития техники контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в последующие годы все более важное практическое значение, а служба исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться. Предусмотренное усиление работ по изысканию новых, более эффективных методов разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений по значительному повышению степени извлечения нефти и газового конденсата из недр потребует для своего осуществления создания информационно-измерительных систем, обеспечивающих действенный контроль за ходом процессов выработки продуктивных пластов, а также комплекса глубинных приборов для оценки эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа. Поэтому все большее значение приобретают и вопросы, связанные с методами глубинных измерений исходных параметров, теоретическими и физическими принципами создания глубинных приборов, техникой проведения измерений в скважинах.

Замер пластового давления

Пластовое давление замеряется автономным манометром на забое скважины в закрытых остановленных добывающих (фонтанных) и нагнетательных скважинах, а также наблюдательных при условии, что давление восстановилось до равного давлению на контуре питания пласта. При регистрации параметров с заданным шагом по глубине (100м - 200м) или при использовании датчика положения и скорости определяется плотность флюида по стволу скважины и интервалы раздела сред).

Контролируемые параметры:

· Давление на забое скважины.

Результаты:

· Пластовое давление на глубину приведения.

Исследование методом установившихся закачек – МУЗ (построение ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на нагнетательных скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:

· Давление на забое на различных режимах работы скважины;

· Расход закачиваемой жидкости на различных режимах работы скважины.

Результаты:

· Модель течения в пласте;

· Наличие и параметры техногенной трещины;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, пласта;

· Радиус влияния скважины (радиус исследования);

· Скин-эффект;

· Приемистость скважины;

· Пластовое давление.

КВД (КВУ)

Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора

Контролируемые параметры:

· Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважины;

· Дебит добывающей жидкости в период работы скважины, до ее остановки;

· Обводненность продукции скважины.

Результаты:

· Модель течения в пласте, параметры для модели течения;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность пласта;

· Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);

· Скин-эффект;

· Продуктивность скважины и ее гидродинамическое совершенство;

· Удаленность границ, модель границ;

· Полудлина трещины (для скважин с ГРП);

· Пластовое давление.

КПД (КПУ)

Исследование методом падения давления проводится на нагнетательной скважине при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме закачки.

Контролируемые параметры:

· Давление на забое и его падение после закрытия скважины;

· Дебит закачиваемой жидкости (приемистость скважины) в период работы скважины до ее закрытия и остановки;

· Обводненность.

Результаты:

· Модель течения в пласте, параметры для модели течения;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность;

· Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);

· Скин-эффект;

· Приемистость скважины;

· Удаленность границ, модель границ;

· Пластовое давление.

Экспресс-метод

Метод предназначен для исследования длительно или временно простаивающих скважин с целью определения их продуктивности (приемистости) и фильтрационных параметров пластов. С теоретической точки зрения этот метод является разновидностью метода восстановления давления. Он разработан для условий, когда давление на забое скважин равно или выше давления насыщения.

Для исследования скважины экспресс-методом применяются два способа возбуждения: подкачка газа и «мгновенный подлив».

При первом способе в скважину, устье которой герметично закрыто, с помощью компрессора или от баллона подкачивается сжатый газ (воздух) с тем, чтобы уровень жидкости был оттеснен на несколько метров или десятков метров.

Основной расчетной формулой при исследовании скважин экспресс-методом с подкачкой в нее газа является:

	(3.33)
	(3.34)
	(3.35)

где, S — постоянное число, рассматриваемое как параметр, который выбирается в зависимости от продолжительности периода исследования в 1/с.

В результате исследования скважины способом подкачки должны быть получены зависимости Δp_заб(t) и величины изменения объема жидкости в стволе скважины V(t).

Для построения зависимостей по уравнению (3.33) необходимо выбрать несколько значений параметра S. Обычно принимаются 3–4 значения, чтобы минимальная величина S составляла (2-3)/Т (где Т — общая продолжительность исследований в с), а максимальная S равнялась бы (2,5-3)·S_мин. Промежуточные значения S определяются из приближенных равенств:

(3.36)

Интегралы (3.34) и (3.35) вычисляются после выделения точек излома линий Δp_заб(t) и V(t). Для точек излома выписываются значения координат t с индексами (0, 1, 2, ..., j, j + 1, ..., k) и Δp_заб, V с теми же индексами.

Интегрирование осуществляется по приближенным формулам:

	(3.37)
	(3.38)

По вычисленным значениям Δp(S) и V(S) находятся отношения:

(3.39)

т.е. получаются исходные данные для построения графика ψ(S), lg S (рис. 3.5).

Рис. 3.5. Зависимость ψ(S) от lg S, построенная по данным исследования скважины с подкачкой газа

Возбуждение непереливающих скважин осуществляется путем быстрого погружения под уровень специальных баллонов, в результате чего уровень «мгновенно» поднимается на величину Δl=V₀/F (где V₀ — общий объем погружаемых под уровень баллонов; F — площадь внутреннего сечения обсадной колонны). Этот способ называется «мгновенным подливом».

Изменение уровня после подъема выражается величиной Δl(t) (рис. 3.6).

Рис. 3.6. Снижение уровня в скважине после «мгновенного подлива»

При обработке результатов исследования кривая Δl(t) перестраивается в координатах lg[Δl(t)/Δl₀)], lgt в том же масштабе, что и палетка (рис. 3.7). Фактическая кривая переносится на кальку и накладывается на палетку таким образом, чтобы горизонтальная линия фактической кривой [Δl(t)=Δl₀] совпала с осью абсцисс палетки.

Добившись хорошего совпадения фактической кривой с одной из кривых палетки, с палетки на кальку переносится прямая, проходящая под углом 45° к оси lg t. В точке пересечения последней с осью ординат фактического графика получается значение lg[Δl(О)/Δl₀)], по которому потенциированием находится значение Δl´=[Δl(О)/Δl₀)]. Отмечается также величина параметра n кривой палетки, с которой совместилась фактическая кривая.

При исследовании скважины способом подкачки гидропроводность и приведенный радиус скважины определяются по формулам:

	(3.40)
	(3.41)

где, i — уклон прямой в координатах ψ(S) к оси lg t:

(3.42)

где A, S — произвольная ордината на прямолинейной зависимости ψ(lg S) и соответствующее ей значение S.

Рис. 3.7. Палетка дли обработки результатов исследования скважин методом «мгновенного подлива». Параметром кривых является коэффициент n

При исследовании скважин способом «мгновенного подлива» параметры пласта и скважины определяются по формулам:

	(3.43)
	(3.44)

где, y — относительная (безразмерная) плотность жидкости в скважине.

Метод гидропрослушивания

Пуск в эксплуатацию или остановка скважины при исследовании методом КВД влияет на работу соседних скважин (интерференция скважин). Степень этого влияния зависит от свойств пластовой системы и интенсивности импульса дебита.

Интерференция скважин – взаимодействие работающих нефтяных, газовых или водяных скважин, пробурённых с поверхности на один продуктивный пласт или на разные, но гидродинамически связанные друг с другом пласты. Интерференция скважин обусловлена тем, что нефть, газ, вода подвижны, а поры продуктивных пластов, в которых они содержатся, связаны в единую систему поровых каналов и трещин. При этом скважины одинакового назначения «мешают» друг другу, перехватывая притекающую к ним жидкость (или газ). В результате дебит каждой из нескольких работающих скважин всегда меньше дебита единичной скважины при прочих равных условиях. Этот факт обусловливает принципиальную особенность разработки месторождений жидких (газообразных) полезных ископаемых: все эксплуатационные нефтяные (газовые или водяные) скважины рассматриваются только в совокупности — в их взаимодействии в общем технологическом процессе разработки.

Явление интерференции (взаимодействия) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт. Вновь вводимые скважины взаимодействуют с существующими. Это явление взаимодействия и взаимовлияния скважин называется интерференцией.

Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции скважин называется гидропрослушиванием.

Метод гидропрослушивания скважин предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами (рис. 3.8). Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них (реагирующей) при создании возмущения в другой (возмущающей).

Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше давления насыщения, и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси.

Цель: определить осредненные значения гидропроводности ε и пьезопроводности Χ в районе исследуемых скважин.

Рис. 3.8. Схема проведения гидропрослушивания пластов:
1 — возмущающая скважина, 2 — реагирующая скважиная, 3 — пласт, 4 — глубинный прибор (манометр или дифманометр), ε₁ и ε₂ — коэффициенты гидропроводности призабойных зон пласта, ε₁′ и ε₂′ — коэффициенты гидропроводности удаленных зон пласта, ε₃ — коэффициент гидропроводности пласта на участке между возмущающей и реагирующей скважинами.

Возможны три варианта получаемых значений коэффициента гидропроводности на участке между исследуемыми скважинами по сравнению с призабойной и удаленной зонами

пласта вокруг скважин:

1. ε₃ ≥ ε₂ и ε₁;

2. ε₃ < ε₂ и ε₁ — имеется зона неоднородности;

3. ε₃ = 0 — имеется непроницаемая граница.

Разновидности метода гидропрослушивания:

1. Скачкообразное изменение дебита возмущающей скважины.

2. Плавное изменение дебита возмущающей скважины.

3. Периодическое изменение дебита возмущающей скважины.

Эти разновидности метода гидропрослушивания применяют для уточнения свойств пластовой системы для конкретной области пласта, для отдельных пропластков в любой точке пласта и т. д.

Способы обработки кривых реагирования:

1. Графоаналитические методы (способ касательной).

2. Методы характерных точек (по экстремуму кривой).

3. Методы эталонных кривых.

4. Аналитические методы.

Кривые реагирования (гидропрослушивания) обычно строят в координатах ΔP–t (ΔP — изменение давления в реагирующей скважине по отношению к фоновой кривой). Если при исследовании используют U-образные ртутные манометры, то кривую строят в координатах Δl–t (рис. 3.9, Δl — мм ртутного столба).

Рис. 3.9. Кривая гидропрослушивания с точкой перегиба

При обработке кривых гидропрослушивания (рис. 3.9) способом касательной коэффициент гидропроводности определяют по приращению давления в реагирующей скважине Δр_k, соответствующему времени t_k, когда темп изменения давления начал уменьшаться и кривая имеет видимый изгиб. Начало координат по оси абсцисс совпадает с моментом создания импульса в возмущающей скважине. Коэффициент пьезопроводности пласта устанавливают также по времени t, отсчитываемому от момента создания импульса до начала перегиба кривой гидропрослушивания:

	(3.45)
	(3.46)

где, Q — дебит возмущающей скважины в пластовых условиях, м³/сут;

R — расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, м;

ΔP_к — перепад давления соответствующий t_к, Па ;

с — масштабный коэффициент, для перевода Δl (мм.рт.ст) в ΔP (Па).

По методу касательной не всегда удается обработать кривую гидропрослушивания, т. к. последняя может иметь такую форму, при которой касательной провести нельзя. Кроме этого так обрабатываются результаты исследования для случая единичного измерения режима возмущающей скважины, т. е этот метод справедлив для условий, когда режим в возмущающей скважине в момент t=0 изменится на величину Q и поддерживается неизмененным.

Если изменение дебита возмущающей скважины создается путем его последовательного снижения (остановка скважины) и увеличения (пуск в работу через некоторое время), то на забое регулирующей скважины чувствительным дифманометром можно зарегистрировать кривую, имеющую максимум (рис. 3.10).

Рис. 3.10. Кривая гидропрослушивания, имеющая максимум

Коэффициент пьезопроводности в этом случае можно определить по формуле:

(3.47)

где, t₁ — время между первым и вторым изменением дебита;

t₂ = t_max — t₁;

ΔQ₀ — значение дебита в пластовых условиях при первом изменении;

ΔQ₁ — значение дебита в пластовых условиях при втором изменении.

При использовании метода эталонных кривых результаты исследований представляются в виде графика гидропрослушивания (рис. 3.11). По оси ординат откладывается изменение забойного давления реагирующих скважин, а по оси абсцисс — время в часах. Время отсчитывается с момента изменения режима работы возмущающей скважины (точка В).

Изменение давления Δp_i в момент времени t_i соответствующее вертикальному отрезку Δl_i, берется между фоном (AА₁) и фактической кривой в реагирующей скважине (BC).

Рис. 3.11. График гидропрослушивания (изменение забойного давления в наблюдательной скважине от изменения дебита в возмущающей)

Фактическая кривая изменения давления на забое реагирующей скважины строится в координатах lg Δp, lg t таким образом, чтобы она разместилась на бланке. С этой целью выбираются соответствующие масштабы для оси времени и для оси давления.

На фактическую кривую накладывается эталонная, нанесенная на кальку (масштабы координатных осей у обеих кривых должны быть одинаковы), рис. 3.12.

Рис. 3.12. Эталонная кривая восстановления давления, применяемая при исследовании скважин методом гидропрослушивания

При совмещении кривых следует соблюдать параллельность координатных осей обеих кривых. Фиксируются значения совпадающих точек кривых эталонной и фактической по давлению и по времени (соответственно Δp и t₁ — для эталонной кривой и Δp_ф и t_ф для фактической). Параметры пласта рассчитываются из соотношений:

	(3.48)
	(3.49)

где, ΔQ — изменение дебита возмущающей скважины;

R — расстояние между двумя взаимодействующими скважинами.

Гидропрослушивание относится к классу межскважинных гидродинамических исследований и проводится с целью определения гидродинамической связи между скважинами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта.

Технология гидропрослушивания предполагает синхронное проведение работ в нескольких скважинах, В одной из скважин (возмущающей) меняют режим работы, в остальных (реагирующих) фиксируют связанное с этим изменение давления.

Возмущающей может быть действующая, либо простаивающая добывающая, либо нагнетательная скважина.

До начала исследований действующая скважина должна работать на постоянном режиме не менее 10-15 суток, простаивающая не должна эксплуатироваться в течение этого же срока. Нагнетательная скважина должна быть либо предварительно выключена, либо работать в стабильном режиме.

Возмущение состоит в изменении состояния скважины (при остановке, пуске, изменении дебита). Достаточность возмущения подтверждается обязательным специальным расчетом или оценкой характера взаимодействия скважин с помощью гидродинамического моделирования (например, с помощью программ «Well Test» или «Saphir»).

Реагирующими могут быть пьезометрические, простаивающие и специально остановленные добывающие скважины вблизи возмущающей скважины.

Реагирующие скважины должны простаивать перед исследованиями не менее 10-15 суток. При выборе реагирующих скважин должны обязательно соблюдаться условия:

■ возможность спуска манометра под уровень жидкости;

■ наличие связи скважины с пластом.

В длительно простаивающих скважинах перед установкой в них контрольно-измерительной аппаратуры должны быть выполнены специальные исследования по оценке сообщаемое ствола с вмещающим пластом путем долива жидкости или способом «оттатрывания». В скважинах с загрязненным забоем перед ГДП необходимо выполнить дополнительные работы по его очистке.

В реагирующих скважинах проводится непрерывная запись кривых изменения давления на забое во времени. Регистрация давления начинается не менее, чем за сутки до изменения режима работы возмущающей скважины, и продолжается в течение расчетного времени реагирования.

Оценка фильтрационных параметров пластов по результатам гидропрослушивания

При интерпретации результатов гидропрослушивания применимы те же подходы, которые используются для ГДИС в целом. Основная специфика интерпретации этого вида гидродинамических исследований состоит в том, что изменение давления в реагирующей скважине (аномалию ГДП) наблюдают на фоне общих изменений давления, вызываемых разработкой части или даже всей залежи.

Обнаружение аномалии ГДП в реагирующей скважине свидетельствует о ее гидродинамической связи с возмущающей скважиной. Скорость нарастания и величина аномалии определяются параметрами исследуемого пласта. По результатам ГДП возможна раздельная (независимая) оценка средних значений гидропроволности и пьезопроводности пласта. Это позволяет рассчитать среднюю работающую толщину пласта – то есть толщину, по которой происходит движение флюида по пласту на момент исследования. Это очень важная информативная возможность метода, отличающая его от других модификаций ГДИС (рис. 3.13).

Рис. 3.13. Оценка проницаемости и эффективной работающей толщины пласта по результатам гидропрослушивания

Примеры обработки результатов исследования скважин при эксплуатации трещиноватых пластов

Геликсные манометры

Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие) скважинные манометры широко используют для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей пластов.

Манометр типа МГН-2 с многовитковой трубчатой пружиной, принципиальная схема которого приведена на рис. 5.7, а, предназначен для измерения давления в добывающих скважинах.

Давление в скважине через отверстие в корпусе 9 передается жидкости, заполняющей внутреннюю полость манометрической трубчатой пружины (геликса) 8. Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению.

Для получения непрерывной записи давления каретка соединяется с гайкой 2, которая перемещается поступательно по направляющей 3 при вращении ходового винта 4. Равномерное вращение винта осуществляется с помощью часового привода 1.

Манометр МГИ-1М предназначен для работы в трубных испытателях пластов. Регистрация изменения давления начинается только после того, как испытательный инструмент спущен на заданную глубину. Для включения часового привода применяется гидровключатель (рисунок 5.7, б), состоящий из сильфона 1, уплотненного поршня 2 и подпружиненного штока 4 с нанесенными на нем делениями. Изменение начального натяга пружины 3 производится с помощью гайки 5.

Рис. 5.7. Схема глубинного геликсного манометра типа МГН-2 (МГИ-1М)

Перед спуском приборов в скважину баланс 10 часового привода 11 тормозится пластинчатой пружиной 9, закрепленной на подпружиненной втулке 8, которая, в свою очередь, удерживается защелкой 7. После спуска прибора на заданную глубину усилие предварительного натяга пружины 3 и усилие, действующее на уплотненный поршень 2, в результате воздействия давления в скважине уравновешиваются. Во время дальнейшего спуска прибора поршень начинает перемещаться и толкатель 6 утапливает защелку 7. При этом втулка 8 перемещается вверх и пружина 9 освобождает баланс часового привода. Использование регулируемых гидровключателей обеспечивает регистрацию изменения давления по всей длине бланка в большом масштабе времени за счет выключения часового привода в период сборки испытателя пластов и спуска его на забой. Для получения полной картины изменения давления в процессе испытания пластов применяют манометр МГИ-3, ходовой винт которого имеет два шага: мелкий вначале и более крупный на основной длине. Поэтому при спуске прибора изменение давления записывается на небольшом участке бланка, а кривые притока и восстановления давления регистрируются в большом масштабе по времени на основном участке диаграммного бланка.

Глубинный геликсный манометр МГТ-1 (рис. 5.8) предназначен для контроля давления на забое скважин, в которые закачивается горячая вода или нагнетается влажный пар при температуре до 350 °С.

Измеряемое давление передается в полость геликсн