Материал: ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН-1

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

необходимо знать при обработке регистрируемой впоследствии кривой восстановления давления (КВД). Они необходимы для воссоздания истории работы скважины в последние несколько суток перед закрытием ее на КВД.

Если скважина работает в режиме периодического фонтанирования, то производится оценка участков роста давления после прекращения фонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня в скважине,

длина участков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов), амплитуда изменения давления достаточно велика (не менее 15-20 ат) и кривые достаточно гладкие, то эти участки роста давления могут быть использованы для обработки по методу прослеживания уровня.

Если же эти участки роста давления не соответствуют указанным выше условиям, то для исследований скважины методом прослеживания уровня необходимо использовать компрессирование скважины. Бывают случаи, когда по каким-либо причинам невозможно использовать компрессор. Если при этом в скважине имеется высокое затрубное давление порядка 30-40 ат, то снижение уровня в стволе скважины для проведения исследований методом прослеживания уровня можно получить в результате разрядки затрубного пространства в линию.

После завершения исследований методом прослеживания уровня при периодическом фонтанировании проводится исследование методом восстановления давления. При постоянном фонтанировании согласно обычной технологии скважина закрывается на КВД после последнего режима исследований методом "установившихся" отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъема уровня до устья скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4.2.1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОБРАБОТКИ МАТЕРИАЛОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Ниже кратко изложены методы интерпретации, применявшиеся в данной работе для обработки результатов исследований добывающих скважин. Эти методы использовались также для переинтерпретации результатов исследований разведочных скважин.

Для обработки кривых изменения забойного давления в процессе подъёма уровня как после компрессирования, так и при периодическом фонтанировании использовалась комплексная методика, основанная на решении Маскета о свободном притоке в скважину, включающая в себя три метода, дополняющие друг друга: дифференциальный, интегральный и метод наилучшего совмещения.

Эта методика обладает большей разрешающей способностью по сравнению с обычно используемыми методами И.М. Муравьева - А.П.

Крылова и Маскета. Дифференциальный и интегральный методы позволяют строить индикаторную диаграмму по данным о восстановлении уровня

(давления) и анализировать ее форму. Метод наилучшего совмещения основан на итерационном процессе варьирования параметров до максимально возможного совмещения реальной и расчетных эталонных кривых.

Методика позволяет определять коэффициент продуктивности скважины, давление, близкое по величине к пластовому, и начальный дебит скважины, существовавший в момент прекращения возмущения пласта.

Кроме того, методика позволяет оценить характер фильтрации флюида и установить зависимость коэффициента продуктивности скважины от депрессии на пласт.

Кривые восстановления давления после прекращения фонтанирования обрабатывались обобщенным дифференциальным методом (ОДМ) Ю.А.

Мясникова. Этот метод позволяет в полной мере учитывать историю работы скважины до ее остановки, переменность дебита во времени и продолжающийся приток в скважину после ее остановки. Учет истории

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

работы очень важен при обработке кривых восстановления давления в разведочных скважинах, до остановки которых обычно проводятся исследования на разных режимах работы. В результате обработки определяются гидропроводность пласта, приведенный радиус скважины,

скин-фактор, коэффициент совершенства скважины, проницаемость,

пьезопроводность и пластовое давление.

Наиболее универсальным методом интерпретации результатов исследований скважин является метод наилучшего совмещения фактических и расчётных кривых произвольного изменения забойного давления. Для его реализации проводится прослеживание за изменением забойного давления

(уровня) в течение достаточно длительного промежутка времени,

включающего в общем случае периодическое фонтанирование, периоды подъема уровня в стволе при открытом устье скважины и восстановления забойного давления при закрытой заполненной скважине. На всем протяжении исследований кроме забойного замеряются также устьевые давления и объем отбираемой из скважины жидкости. Эти данные используются для определения дебита притока из пласта на каждый момент времени.

Рассмотрим на примере одной из добывающих скважин использование метода наилучшего совмещения для обработки кривой произвольного изменения забойного давления. В скважине 3100, рисунок 4.2.1, в течение 40

часов проводились наблюдения за естественным режимом работы.

Происходило периодическое фонтанирование со временем перелива 1 час и временем подъема уровня - 9 часов. После очередного подъема жидкости до устья скважина была закрыта для регистрации КВД.

Определение фильтрационных характеристик пласта по результатам исследований скважины 3100 проводится тремя способами. Во-первых, по четырём кривым восстановления уровня (давления) определяется коэффициент продуктивности. Во-вторых, по кривой восстановления давления, зарегистрированной после заполнения ствола скважины, согласно обобщённому дифференциальному методу определяются гидропроводность,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

проницаемость, скин-фактор, пьезопроводность и пластовое давление. И,

наконец, в-третьих, этот же набор параметров можно определить по всей кривой изменения давления с помощью метода наилучшего совмещения.

Рисунок 4.2.1 Обработка кривой изменения забойного давления методом наилучшего совмещения. Приобское месторождение, скважина 3100

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4.3 ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ ПО

ПЛОЩАДИ

По данным гидродинамических исследований добывающих скважин в разной степени изучен разбуренный участок левобережной части месторождения между кустами 99 на западе и 113 на востоке.

Гидропроводность пласта АС10 наиболее высокая в районах кустов 101, 103, 104. Она составляет, в среднем, 10 д ·см/спз, изменяясь от 7 в скважине

221 до 13,9 в скважине 1146. К востоку от рассмотренного участка гидропроводность пласта АС10 резко уменьшается. Уже в районе кустов 1, 102, 105, 109, 119, 110 она становится равной 1,4-1,5 д·см/спз. В районе куста 115

она сохраняется также на низком уровне 1,2-1,5 д · см/спз.

Гидропроводность пласта АС11 в районе скважин 1140, 1183, 3015 и 3033

составляет 3,49-3,88 д·см/спз. Чуть меньше гидропроводность в скважине

1243 и 1263, расположенных восточное. Исключение составляет скважина

1768, гидропроводность пласта в которой равна 7.7 д·см/спз. Юго-восточнее,

в районе скважин 1287, 3100 гидропроводность пласта АС11 увеличивается существенно - до 7 д ·см/спз. Следует обратить внимание на ухудшенную зону пласта на юге центральной части разбуренного участка в окрестности скважин

3164, 3165 и 3182. Гидропроводность пласта в скважине 3165 составила всего лишь 0,3 д·см/спз. По двум другим скважинам определен только коэффициент продуктивности, он составил соответственно 0,03 и 0,06 мЗ/сут ·ат. В скважине

3165 он также очень мал - 0,01 мЗ/сут · ат.

Пласт АС12 на центральном участке (кусты 100, 101, 102, 104, 105, 119)

имеет наиболее низкие по сравнению с другими пластами фильтрационные характеристики, но он более однороден по площади. Среднее значение гидропроводности пласта АС12 на данном участке составляет 1,0 д · см/спз при изменении ее от 0,4 до 2,2 д ·см/спз.

По результатам гидродинамических исследований установлено, что гидропроводность пласта АС12 увеличивается при появлении в разрезе