На этапе разработки месторождения

№	Тип иссле-дования	Объект	Технология работ	Частота и охват	Информативность результата
1.1	1.Базовые	Фонтанные скважины	· Регистрация КВД после полной остановки скважины в течение 36-48 часов · Регистрация КПД (КСД) в течение 10-12 часов · Определение депрессий и дебитов на нескольких режимах установившегося отбора (4-5 и более)	Одиночные исследования скважин экспл. фонда     Скважины в процессе освоения	Количественное определение полного набора гидродинамических параметров Оценка достоверности параметров пласта, получаемых при массовой обработке стандартных и экспресс исследований
1.2	Нагнетательные скважины	Технология работ по п.1 с увеличением в 1.5-2 раза времени простоя скважины
1.3	Скважины в процессе освоения	Одновременная регистрация непрерывных кривых изменения давления и температуры на забое и устье скважины. Промыслово-геофизические исследования (регистрация профилей параметров притока-состава по глубине)
2.1	2. Стандартные	Скважины эксплуатационного фонда	· Исследования по п.2 при сокращении времени регистрации КВД до 12-24 часов · Исследования методом установившихся отборов на 3-5 режимах · Исследования скважин автономной аппаратурой в межремонтный период (см. п.3.4 записки)	25-40 % фонда за 1-1.5 года	Информация о текущих гидродинамических свойствах пласта
	3. Экспресс	· Замеры темпа перемещения уровня в процессе пуска, остановки и изменения дебита скважин · КВД и КСД в течение 5-10 часов · Замеры динамических уровней в скважинах при освоении в процессе промыслово-геофизических исследований	Большая часть фонда в течение года	Коэффициенты продуктивности скважин, приближенная оценка проницаемости пласта
Данные КВД по п.1.2 будут использованы для оценки информативности новых экспресс способов количественных оценок параметров пласта в кратковременно простаивающих скважинах

7 Требования к точности измерения давления

Опыт проведения подобных исследований показывает, что стандартная геофизическая аппаратура (как в дистанционном, так и в автономном варианте) с запасом перекрывает необходимую точность определения приращений давления. Основная проблема состоит в достижении необходимой точности определения абсолютных значений давления (порядка 0.01 МПа). Это необходимо для достоверной оценки пластового давления, показателя скин–фактора и производных параметров. Последнее требует тщательной градуировки скважинных манометров и привязки их показаний друг к другу. Следует подчеркнуть, что при одновременном использовании устьевых манометров, их точность должна быть сравнима с глубинными.

8. Программные средства для автоматизированной обработки результатов гидродинамических исследований

На современном рынке программной продукции представлен большой перечень специализированных программ и систем автоматизированной обработки результатов гидродинамических исследований (ГДИ).

Большинство систем имеют общую методическую базу, каждая их них обязательно реализует набор стандартных упрощенных общепринятых алгоритмов (стандартную обработку КВД и КПД по методу Хорнера, обработку результатов режимных исследований по методу индикаторных линий, обработку КВУ, основанную на оценке коэффициента продуктивности).

В программных продуктах экспресс обработки работа с материалами ограничивается этим примитивным уровнем. Среди таких продуктов можно назвать программы обработки ГДИ в системах СИАЛ-Контроль (АО «СИАЛ», г.Тюмень), ОНИКС («Тверьнефтегеофизика»), ГИДРО (БелНИПИНефть) и др.

На несколько более высокой ступени стоят специализированные пакеты типа «FS-гидродинамика» (ЦГЭ, Москва), «Гидрозонд» (Башгосуниверситет), первые версии «Геккон-гидродинамика» (РГУ нефти и газа, Москва) и др. Наряду с перечисленными выше стандартными алгоритмами, названные системы включают модули для решения обособленных специализированных нестандартных задач (обработка результатов опробования пластов и пр.).

Среди профессиональных научных разработок, следует назвать алгоритмы, созданные специалистами «Информпласт» (ВНИИнефть). Эти алгоритмы позволяют интерпретировать результаты специальных гидродинамических исследований при циклическом нестабильном притоке с учетом особенностей геологического строения пласта и др. К сожалению, данные алгоритмы не объединены в какую-либо коммерческую версию программного обеспечения современного уровня.

В РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина имеется многолетний опыт распространения коммерческой системы «Геккон-гидродинамика» (версии DOS), которая во многом повторяет известные алгоритмы ВНИИ. В настоящее время завершается работа и проходит тестирование более совершенного программного комплекса «ГИДРА» в среде «Windows». Новый комплекс включает специализированый редактор для обработки результатов гидродинамических исследований и их документирования в виде планшетов и кросс-плотов. В числе специализированных алгоритмов данного программного обеспечения следует в первую очередь назвать:

· алгоритмы оценки скин-фактора и определения гидродинамических параметров пласта нестабильно работающих скважин;

· алгоритмы оценки фазовых расходных параметров при совместной интерпретации результатов измерений давления и фиксации фазовых уровней.

Аналогичные возможности в принципе имеют программные продукты зарубежных компаний, работающих на Российском рынке (Shlumberger, SSI, Kappa Engineering и пр.). Однако, в этих алгоритмах делается акцент на тестирования результатов гидродинамических исследований на основе сложных моделей пласта, что не вполне удобно для оперативных обработок. Также в данных программных модулях не уделено должного внимания вопросам экспресс обработки ГДИ в нестабильно работающих скважинах.

ЛИТЕРАТУРА

1. Руководство по работе с пакетом специальных программ «Гидродинамические исследования нефтяных и нагнетательных скважин». (БелНИГРИ).

2. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин РД-39-3-593-81. ВНИИ, 1982.

3. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91, 1990.

1. Бузинов С.А., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984 г.
2. Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Проектирование разработки, М.,1983.
3. Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин, М., Наука, 1995, 522 с.
4. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И.. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей, М., Недра, 1984, 263 с.
5. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике. ГАНГ, М., 1997 г. (2-ое издание - 1998 г.), 230 с.
6. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидроразрыва пласта, М., Недра, 1999, 212 с.
7. М.Л.Карнаухов, Н.Ф.Рязанцев Справочник по испытанию скважин, М., Недра, 1984.
8. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические расчеты для пласта и скважины по результатам ГИС-контроля. М., РГУ НГ, 1999, 46 с.
9. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами,М., Наука, 1997, 396 с.
10. Хисамов Р.С. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М., ВНИИОЭНГ, 2000, 226 с.
11. Шагиев Р.Г. Гидродинамические исследования скважин. М., Наука, 1998, 301 с.