Гідродинамічні дослідження свердловин
Гідродинамічні дослідження свердловин (ДДІВ) - сукупність різних заходів, спрямованих на вимірювання певних параметрів (тиск, температура, рівень рідини, дебіт і ін.) І відбір проб пластових флюїдів (нафти, води, газу і газоконденсату) в працюючих або зупинених свердловинах і їх реєстрацію в часі.
Інтерпретація ДДІВ дозволяє оцінити продуктивні і фільтраційні характеристики пластів і свердловин (пластовий тиск, продуктивність або фільтраційні коефіцієнти, обводненность, газовий фактор, гідропроводності, проникність. Пьезопроводності, скін-фактор і т. Д.), А також особливості околоскважінном і віддаленої зон пласта. Ці дослідження є прямим методом визначення фільтраційних властивостей гірських порід в умовах залягання (in situ), характеру насичення пласта (газ / нафту / вода) і фізичних властивостей пластових флюїдів (щільність. В'язкість. Об'ємний коефіцієнт. Стисливість, тиск насичення і т. Д. ).
Аналіз ДДІВ заснований на встановленні взаємозв'язків між дебітом свердловин і визначальними їх перепадами тиску в пласті. Основи сучасної теорії гідродинамічних досліджень свердловин були закладені в працях таких видатних вчених, як Лейбензон Л. С. Щелкачев В. Н. Маскет М. Чарний І. А. та ін.
методи ДДІВ
Розрізняють ДДІВ на сталих режимах фільтрації - метод зняття індикаторної діаграми (ВД) і на несталих режимах - методи кривої відновлення тиску (КВД), кривої падіння тиску (ККД), кривої відновлення рівня (КВУ) або кривої припливу (КП).
Випробувач пластів на трубах (ІПТ)
Випробування пласта - це технологічний комплекс робіт в свердловині, пов'язаний зі спускопод'емних операціями інструменту, створенням глибокої депресії на пласт, багатоциклових викликом припливу пластової рідини і відбором глибинних проб з реєстрацією діаграм зміни тиску і температури на забої і в трубах автономними манометрами.
Кожен цикл складається з відкритого періоду з реєстрацією кривої припливу (КП) і закритого періоду з реєстрацією кривої відновлення тиску (КВД). Тривалість періоду вибирають, виходячи з розв'язуваної задачі. Так для визначення початкового пластового тиску використовують КВД після короткочасного припливу (перший цикл), для відбору представницької проби пластового флюїду і оцінки фактичної продуктивності потрібна велика тривалість припливу, а також тривала КВД для визначення гідропроводності віддаленої зони пласта, потенційної продуктивності і скін-фактора (другий цикл).
ИПТ застосовують для випробувань пластів у відкритому стовбурі в процесі буріння, а також в обсаджених і перфорованих свердловинах, коли використання стандартних технологій КВД та ВД малоинформативно:
- в низько- і среднедебітние експлуатаційних свердловинах,
- при наявності перфорації двох стратиграфически різних пластів,
- при роботі свердловини в режимі нестійкого фонтанування.
Переваги ИПТ полягають в можливості створення малого подпакерного обсягу, що дозволяє знизити вплив пружної реакції стовбура свердловини і, тим самим, отримати необхідні умови фільтрації в пласті при істотно меншій тривалості досліджень.
Проте, час знаходження інструменту на забої свердловини обмежена технологічними причинами (кілька годин). Тому радіус дослідження пласта при ИПТ невеликий і отримані параметри пласта лише приблизно характеризують добивние можливості свердловини в умовах тривалої експлуатації.
Крива відновлення тиску (КВД)
Метод кривої відновлення тиску (КВД) застосовується для свердловин, фонтануючих з високими і стійкими дебітом.
Дослідження методом КВД полягає в реєстрації тиску в зупиненій свердловині (відбір рідини припинений), яка була закрита шляхом герметизації гирла після короткочасної роботи з відомим дебітом (тест Хорнера) або після встановленого відбору (метод дотичній).
Для визначення параметрів віддаленої від свердловини зони пласта тривалість реєстрації КВД повинна бути достатньою для виключення впливу "послепрітока" (триваючого припливу рідини в стовбур свердловини), після чого збільшення тиску відбувається тільки за рахунок стиснення рідини в пласті і її фільтрації з віддаленої в ближню зону пласта (кінцева ділянка КВД).
Тривалість дослідження експлуатаційної свердловини методом КВД може становити від декількох десятків годин до декількох тижнів, завдяки чому радіус дослідження охоплює значну зону пласта. Проте, при великій тривалості дослідження кінцеві ділянки КВД можуть бути спотворені впливом сусідніх свердловин на розподіл тиску у віддаленій зоні пласта.
Крива відновлення рівня (КВУ)
Метод кривої відновлення рівнів (КВУ) застосовується для свердловин з низькими пластовими тисками (з низькими статичними рівнями), тобто нефонтанірующіх (без переливу на гирлі свердловини) або нестійкий фонтануючих.
Виклик припливу в таких свердловинах здійснюється шляхом зниження рівня рідини в стовбурі свердловини методом компрессирования або свабірованія.
КВУ проводиться в зупиненій свердловині (відбір рідини припинений) з відкритим гирлом. З пласта триває загасаючий згодом приплив, що супроводжується підйомом рівня рідини в стовбурі свердловини. Проводиться реєстрація глибини динамічного рівня рідини (гжр - газорідинного розділу) і ВНР (водонефтяного розділу) з плином часу. Підйом рівня і зростання стовпа рідини супроводжується збільшенням тиску. Криву зміни тиску в цьому випадку називають кривою припливу (КП). Після повного припинення припливу і відновлення тиску виконують завмер статичного рівня і пластового тиску.
Тривалість реєстрації КВУ або КП залежить від продуктивності свердловини, щільності флюїду, площі перетину піднімається в стовбурі свердловини потоку рідини і кута нахилу стовбура свердловини.
Обробка КВУ дозволяє розрахувати пластовий тиск, дебіт рідини і коефіцієнт продуктивності. а в разі реєстрації глибини ВНР - обводненность продукції. При спільної реєстрації глибини рівня рідини і тиску глибинним манометром можна отримати оцінку середньої щільності рідини.
Спроби обробити КВУ по нестаціонарним моделям "з урахуванням припливу" з метою отримання гідропроводності віддаленої зони пласта і скін-фактора. як правило, малоінформативні через дуже великий упругоёмності стовбура свердловини з відкритим гирлом або газової шапкою. У такій ситуації вплив "послепрітока" істотно на всьому протязі КВУ, а методики "обліку припливу" часто не дають однозначної інтерпретації КП. Для виключення впливу "послепрітока" застосовують ізоляцію інтервалу випробування пакерами від решти стовбура свердловини з використанням ИПТ (див. Вище).
Індикаторні діаграми (ВД)
Метод зняття індикаторної діаграми (ВД) застосовується з метою визначення оптимального способу експлуатації свердловини, вивчення впливу режиму роботи свердловини на величину дебіту. Індикаторні діаграми будуються за даними сталих відборів і являють собою залежність дебіту від депресії або забійного тиску.
Метод сталих відборів застосуємо для свердловин з високими стійкими дебітом і передбачає проведення замірів на 4-5 сталих режимах. Відпрацювання свердловини, як правило, проводиться на штуцерах з різними діаметрами. При кожному режимі вимірюють забійні тиск, дебіти рідкої і газоподібної фаз пластового флюїду, обводнення і ін.
Основними обумовленими параметрами є пластовий тиск і коефіцієнт продуктивності. Для більш повної оцінки фільтраційних характеристик пласта необхідно комплексування з методом КВД в зупиненій свердловині (див. Вище).
гідропрослухування
Гідропрослухування здійснюється з метою вивчення параметрів пласта (пьезопроводності, гідропроводності), ліній виклинювання, тектонічних порушень і т. П. Суть методу полягає в спостереженні за зміною рівня або тиску в реагують свердловинах, обумовленим зміною відбору рідини в сусідніх обурюють свердловинах. Фіксуючи початок припинення або зміни відбору рідини в обурює свердловині і початок зміни тиску в реагує свердловині, за часом пробігу хвилі тиску від однієї свердловини до іншої можна судити про властивості пласта в межскважинном просторі.
Якщо при гідропрослухування в свердловині не відзначається реагування на зміну відбору в сусідній свердловині, то це вказує на відсутність гідродинамічної зв'язку між свердловинами внаслідок наявності непроникного екрана (тектонічного порушення, виклинювання пласта). Таким чином, гідропрослухування дозволяє виявити особливості будови пласта, які не завжди представляється можливим встановити в процесі розвідки і геологічного вивчення родовища.