Запись давления по стволу скважины

Для оптимальной разработки месторождений необходима информация о гидродинамических характеристиках эксплуатируемых пластов. Это значения фильтрационно-емкостных (гидропроводность, проницаемость, продуктивность ) и энергетических (пластовое, забойное давления, депрессия) свойств коллектора, характеристики качества вскрытия пласта и состояние призабойной зоны (скин-фактор).

1. Исследования методом КВД - выполняют после остановки стабильно или циклически работающей скважины. Проводится запись кривой изменения давления на фиксированной глубине в максимальной близости от исследуемого пласта.

После затухания процессов послепритока, фазовых переходов и др. в пласте формируется радиальный режим течения, отвечающий уравнению фильтрации. По участку КВД, соответствующему этому режиму ( определятся по форме производной давления), вычисляются гидродинамические параметры пласта.

Распределение давления в пласте, вскрытом несовершенной скважиной (изменения проницаемости ПЗП, некачественная перфорация и др.), искажается. На анализе характера и степени искажений основана количественная оценка скин-фактора. Положительное значение скин-фактора означает, что параметры ближней зоны пласта ухудшены, отрицательное – проницаемость ПЗП больше проницаемости пласта.

Для исследований коллекторов с низкими коллекторскими свойствами применяется метод восстановления уровня – КВУ (когда скважина не выходит на фонтан).

2. При исследованиях методом установившихся отборов измеряются дебит и соответствующее ему забойное давление на нескольких стабильных режимах работы скважины. Минимальное количество режимов – 3. Режим минимального и максимального дебитов должны отличаться по дебиту в 3-5 раз.

По результатам исследований строится индикаторная диаграмма в координатах дебит – забойное давление. Точки должны лечь на прямую линию. Тангенс угла наклона линии будет равен коэффициенту продуктивности, а точка пересечения с осью абсцисс – пластовому давлению.

3. Технология гидропрослушивания предполагает синхронное проведение работ в нескольких скважинах. В одной из скважин меняют режим работы, в остальных фиксируют связанное с этим изменение давления. По времени реакции и амплитуде изменения давления в реагирующих скважинах определяются гидродинамические связи между скважинами и гидродинамические параметры пласта.

Определение плотности жидкости в стволе скважины по данным

измерения давления по стволу скважины

4. Испытание пластов – представляет собой завершающий этап разведки месторождения для получения истинных характеристик пластового флюида и гидродинамических параметров пласта. Испытатель устанавливают в интервале испытания, и при помощи пакерующего устройства изолируют сверху и снизу, в результате чего испытываемый интервал получает сообщение с полостью пустых или частично заполненных труб. За счет создаваемой разности забойного и пластового давлений ( Рпл- Рз ) пластовый флюид в смеси с находящейся в скважине жидкостью через фильтр поступает в полость бурильных труб. Пластовый флюид, попавший в бурильные трубы, изолируется в запорном устройстве испытателя, после чего открывается уравнительный клапан и выравнивается давление над и под пакером. После подьема бурильных труб на поверхность находящаяся в них жидкость исследуется визуально и в лабораторных условиях. Цикл испытания состоит из двух периодов: - притока это время сообщения пласта с полостью бурильных труб и восстановления давления - это время восстановления давления в подпакерном пространстве от забойного до пластового после закрытия запорного давления и разобщения полости труб от пласта. Объем полученной жидкости можно определяются по кривой притока ( КП ), а гидродинамические параметры пласта по кривой восстановления давления ( КВД ) – рис….

5. Запись давления по стволу скважины – производится в экслуатационных скважинах заполненных жидкостью для определения состава притока из интервалов перфорации или при негерметичности колонн ( рис….).

Использование информации о гидродинамических параметрах пластов-коллекторов позволяет строить карты попластовой и поскважинной проницаемости и, как следствие, существенно повысить эффективность гидродинамического моделирования нефтяных залежей.