Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Моделирование - это мощный метод управления пластом. Оно позволяет инженеру понять геологию пласта и предсказать его поведение при различных сценариях разработки. Прогнозирование поведения пласта используется для решения проблем, связанных с планированием, эксплуатацией и диагностикой на всех стадиях разработки месторождения.

Целью дипломного проекта является повышении эффективности разработки объекта ЮВ1 Ван-Еганского месторождения с применением гидродинамического моделирования.

Современные методы компьютерного моделирования позволяют планировать разработку и принимать текущие решения на месторождениях любого размера и уровня сложности.

Среди цифровых моделей пласта выделяют статические и динамические. В статических моделях параметры и свойства не меняются во времени. К такому типу моделей относят геологические модели. В динамических же моделях свойства модели зависят от времени. Представителем данного типа моделей являются гидродинамические (фильтрационные) модели.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и разрезу. Чем больше объем и достоверность получаемой информации, тем обоснованней осуществляемые мероприятия по регулированию процессов разработки и выше их эффективность.

Объем и достоверность информации о свойствах и строении продуктивных пластов увеличивается по мере разбуривания залежи новыми скважинами и исследовании их геофизическими, лабораторными и гидродинамическими методами.

Задачами ДП является создание рекомендации по повышению эффективности разработки пласта ЮВ1. В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом разведки.

По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Карты изобар позволяют контролировать изменение давления на отдельных участках и в среднем по всему пласту. С их помощью можно проанализировать равномерность вытеснения нефти водой, а также наметить мероприятия по регулированию разработки: изменению отборов жидкости из пласта по эксплуатационным скважинам и объемов воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Кроме того, с помощью карт изобар можно определить параметры пластов и оценить скорости движения жидкости на отдельных крупных участках продуктивного пласта.

Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспечены только при систематическом геолого-промысловом контроле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляется путем исследования добывающих скважин, наблюдений за ВНК, за обводненностью скважин. Полученные данные периодически подвергаются комплексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контролировать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекта.

Задача промысловых исследований в нагнетательных скважинах состоит в определении основных параметров их работы. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режиме, на каком они эксплуатируются, и по данным исследования с учётом состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации. Гидродинамические исследования проводят для определения фильтрационных параметров пласта как вблизи скважины, так и на значительном удалении от неё, для выявления гидродинамической связи по пласту и между пластами по вертикали. В итоге интерпретации ГДИС может быть получена ценнейшая информация о фильтрационных характеристиках пласта.

1. Характеристика месторождения

В административном отношении Ван-Еганское месторождение входит в состав Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

В орогидрографическом отношении площадь работ представляет собой пологохолмистую равнину, наиболее высокие отметки которой приурочены к холмисто-моренной возвышенности урочища Аганская Гора. Это урочище представляет собой наиболее возвышенную часть Обь-Аганского междуречья, круто обрывающуюся в сторону долины р. Оби и полого опускающуюся на север к р. Аган. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 70 до 105 м.

Площадь дренирована многими реками-притоками р. Аган. Наиболее крупными из них являются реки: Ван-Гуньеган, Ваньеган, Негус-Яун, Ай-Пысес_Еган, Гуньеган. Реки несудоходны, глубина их 1 - 2 м, скорость течения 0,6 - 1,0 м/сек. Наибольшей заболоченностью и развитием озер отмечаются бассейны рек Ваньеган и Ван-Гуньеган. Болота открытые, с мощной (до 7 - 10 м) торфяной подушкой. Среди множества мелких и средних озер наиболее крупным является озеро Люлик-Лор, расположенное на северо-востоке Ваньеганской площади.

Лесные массивы располагаются на большей части площади работ и представлены елью, березой, сосной, кедром, осиной. Высота деревьев достигает 20 м, диаметры стволов 0,26 м. На заболоченных участках растительность представлена угнетенным лесом. Климат района резко континентальный, с непродолжительным и теплым летом, длительной и суровой зимой. Наиболее высокие температуры наблюдаются в июле (+35 ^оС), наиболее низкие - в январе (-49 ^оС), среднегодовые температуры 0,6 - 0,2 ^оС. Преобладающее направление ветров - западное и северо-восточное. Главное влияние на погодные и климатические условия зимой оказывают арктические массы воздуха, летом - южные и юго-западные ветры Казахстана и Средней Азии. Среднегодовое количество осадков около 450 мм, большее количество которых выпадает весной и осенью. Толщина снежного покрова значительна, достигает 70 - 80 см на открытых пространствах и 120 - 160 см в лесу. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Ледостав на реках наступает в конце октября, ледоход - в начале мая. Толщина льда на реках и озерах достигает 20 - 70 см, болота промерзают на глубину 15 см.

В экономическом отношении район развит слабо и малонаселен. Плотность населения составляет менее одного человека на 1 квадратный километр. Населенных пунктов непосредственно на площади работ нет. В 40 км севернее расположен поселок нефтяников Радужный, в 50 км на север, северо-запад находится небольшой хантейский поселок Кож-Ран-Пугол, а в 60 км на северо-запад - поселок Варьеган. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Нижневартовск и г. Мегион, расстояние до которых по прямой 100 и 110 км соответственно.

Поиски и разведка нефтяных месторождений, а также их состояние привело к бурному росту населенных пунктов и развитию промышленности в районе.

Основная масса населения занята на работе в нефтеразведочных, нефтедобывающих, строительных и транспортных организациях.

Основными видами транспорта в районе являются автомобильный и авиационный. С юга на север площадь работ пересекает автодорога с бетонным покрытием, соединяющая нефтяные промыслы Северо-Варьеганского, Варьеганского, Тюменского и других месторождений с г. Нижневартовском. Гуньеганское месторождение соединяется автодорогой с Хохряковским месторождением. Доставка срочных грузов производится вертолетами.

Параллельно автомобильной дороге через площадь работ проходит межпромысловый нефтепровод от Вынгапуровского месторождения через Варьеганское, Ваньеганское и другие нефтяные месторождения к Белозерному ЦПС в г. Нижневартовске, а в 15 - 45 км от трассы нефтепровода проходит газопровод Вынгапуровское месторождение - Белозерный ГПЗ. Кроме того, газопровод соединяет Тюменскую группу месторождений с Хохряковским ЦПС.

Электроснабжение района осуществляется Тюменской ТЭЦ и Сургутской ГРЭС.

Ближайшими к площади работ месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ являются Гуньёганское и Тюменское (в 20 км к юго-востоку), Варьеганское (в 60 км севернее), Новомолодежное (в 40 км к западу), Мало-Черногорское (20 км юго-западнее).

По площади Нижневартовского района гидрогеологические условия горизонта осложнены присутствием многолетнемерзлотных пород (ММП), распространение которых носит прерывистый характер. Многолетнемерзлые породы делят горизонт на два пласта - верхний и нижний. По классификации Н.И. Толстихина выделяются следующие типы подземных вод: надмерзлотные и подмерзлотные.

Новомихайловский горизонт (надмерзлотный) залегает на глубине 100-120 м, представлен прослоями глин, алевролитов, тонко- и мелкозернистых песков. Эффективная мощность горизонта 8-43 м. Подошва пласта подстилается толщей пород многолетней мерзлоты или песчано-глинистыми осадками атлымской свиты.

Атлымский подгоризонт (подмерзлотный) залегает на глубине порядка 200 м. Водонасыщенными отложениями являются пески - рыхлые, серые, желтовато-серые, мелко- и тонкозернистые, глинистые, кварц-полевошпатового состава. Эффективная мощность горизонта до 35 м. Водоносный горизонт подстилается глинами тавдинской свиты.

В санитарно-бактериологическом отношении воды здоровые. Отмечается повышенное содержание железа - от 1 до 5 мг/л.

Источниками временного водоснабжения буровых на месторождениях могут служить притоки р. Аган, протекающие через площадь работ, а также многочисленные озера.

Обзорная карта района представлена на рис. 1.1.

1.2 История освоения района

Ван-Еганское месторождение включает в себя Ваньеганскую и Югорскую площади, которые приурочены к выявленным одноименным, локальным структурам.

Как видно из таблицы 1.1 Ван-Еганское поднятие было впервые выявлено в результате сейсморазведочных работ МОВ в 1966 году (с/п 15/65-66).

Начиная с 1995 года, на месторождении начали проводить 3Д сейсмоисследования. Первые работы МОВ ОГТ 3D в северной части месторождения были проведены предприятием ОАО «Тюменнефтегеофизика». В результате первых 3Д сейсмоисследований было детально изучено геологическое строение северной части Ван-Еганского месторождения. Выявлена и подготовлена к бурению структура Северная.

Далее в центральной части месторождения работы МОВ ОГТ 3D были проведены в 2000-2001 годах предприятием Сибнефтегеофизика. В 2003-2004 годах в южной части месторождения геофизические исследования 3Д провело предприятие Татнефтегеофизика.

Таблица 1.1 Сведения о геолого-геофизической изученности района работ

В 1971 году в Мегионской нефтеразведочной экспедиции был составлен проект поисково-разведочного бурения на Ван-Еганскую площадь, в 1972 году - на Югорскую площадь. Проектирование велось на основе структурной карты по опорному отражающему горизонту «Б», построенной по материалам сейсмопартии 7/69-70.

Основной задачей поисково-разведочного бурения на Ван-Еганской площади являлось изучение нефтегазоносности сеноманских, аптских, готерив-барремских, валанжинских и юрских отложений. Поисковое бурение проектировалось провести с целью оценки газонефтеносности разреза в пределах замкнутого контура структуры (изогипса -2600 м) до глубины 3200 м. Предусматривалось бурение 3 поисковых скважин вдоль длинной оси складки и 5 разведочных скважин, две из которых входят в профиль в крест простирания структуры, остальные три скважины расположены в различных структурных условиях. Общий проектируемый объем бурения составлял 21450 м.

На 1.01.1979 года на Ван-Еганском месторождении было пробурено 11 поисково-разведочных скважин общим метражом 26828 м, из которых одна скважина 112Б пробурена только до вскрытия пласта ПК_1-2. В результате проведенного бурения в пределах Ван-Еганской площади было выявлено 10 залежей нефти и газа.

В 1979 году в Тюменской тематической экспедиции Главтюменьгеологии был составлен Геологический проект доразведки Ван-Еганского месторождения. Проект предусматривал, оконтуривание уже выявленных залежей нефти и газа, а также поиск и разведку новых залежей углеводородов промышленного значения, наличие которых в разрезе юрско-сеноманских отложений предполагалось, исходя из результатов проведенного глубокого бурения на Ван-Еганской площади, а также на соседних с ней площадях. На дату составления отчета по первоначальному подсчету запасов на Ван-Еганском месторождении в 1986 году была пробурена 51 скважина (с учетом Югорской площади), в том числе 9 поисковых.

Испытания пласта ЮВ₁² (объекты испытания 3 и 4) принесли положительные результаты. Сначала из интервала 2606,0-2610,0 м получен приток нефти дебитом 7,3 м³/сут., а затем из интервала 2598,0-2601,0 м также получают приток нефти дебитом 3,1 м³/сут., получен приток пластовой воды дебитом 51,9 м³/сут. (интервал 2634,0-2638,0 м).

В результате опробования пласта ЮВ₁¹ (объекты 5 и 6) ещё раз была подтверждена газовая шапка в этом пласте.

Таблица 1.2. Краткая история открытия залежей нефти и газа на Ван-Еганском месторождении

В 1990 г. ВНПО «Сибнефть» представило «проект доразведки Ван-Еганского месторождения», в котором обосновало бурение 16_ти поисково-разведочных скважин общим объемом 46900 п. м. Авторы проекта доразведки предложили сконцентрировать геологоразведочные работы на слабо изученных северной и южной периклиналях Ван-Еганской брахиантиклинальной структуры. В центре внимания авторов - слабо изученная «приконтактная» зона (базальные слои юры - кровля палеозойского основания). Предлагается проблемы поисков новых скоплений нефти и газа в природных резервуарах нижней юры, коры выветривания Pz и кровле палеозоя решать путем бурения поисково-разведочных скважин, а доразведку пластов ЮВ₁, ЮВ₂ и неокома - в процессе эксплуатационного бурения ряда опережающих оценочных эксплуатационных скважин, а также «доуглублением» ряда скважин. Это был самый масштабный проект доразведки Ван-Еганского месторождения, выполненный в традициях больших по объему геолого-разведочных работ «Главтюменьгеологии». К сожалению, полностью его реализовать не удалось, но основные идеи были приняты и получили развитие в последующих проектах и программах доразведки.

Геологоразведочные работы, проведенные на месторождении, можно разделить на три этапа по значению:

· I этап (1973-1978 гг.) - связан с поисками залежей и оценкой их промышленного значения;

· II этап (1978-1986 гг.) - это промышленная разведка залежей меловых и юрских отложений с целью их оконтуривания и получения необходимых геолого-промысловых материалов для подсчёта запасов по промышленным категориям;

· III этап (1986-2004 гг.) - доразведка с задачами оконтуривания выявленных залежей УВ, уточнения нефтегазоносности осадочного разреза и подсчётных параметров продуктивных пластов.

Анализируя геологоразведочные работы на месторождении, необходимо отметить следующее:

· сейсмические построения по основным отражающим горизонтам достаточно надежно согласуются с данными бурения по продуктивным пластам;

· по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания уточнены геологическое строение, нефтегазоносность разреза, контуры залежей, подсчетные параметры и балансовые запасы УВ;

· открыты новые залежи УВ во всех группах пластов от ЮВ до ПК по материалам ГИС и результатам опробования большого числа скважин;

· залежи УВ в продуктивных пластах подготовлены для составления технологической схемы разработки и дальнейшей реализации разработки с учетом расширения границ залежей и увеличения начальных запасов нефти.

К недостаткам геологоразведочных работ следует отнести то, что не все залежи продуктивных пластов оконтурены и в связи с этим рекомендуется на всех частях структуры продолжать геологоразведочные работы.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

разработка месторождение скважина

Нефтегазоносность и характеристика залежей

Основными особенностями Ван-Еганского месторождения являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела, широкий спектр фазовых состояний залежей УВ, а также значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов, обусловленная фациальной гетерогенностью соответствующих отложений. Общая мощность продуктивной части разрезе осадочного чехла достигает 1885 м. Согласно подсчету запасов 1986 г. в продуктивных пластах было выявлено 59 газовых, нефтегазовых и нефтяных залежей. Площадь многих из них была невелика и ограничивалась присводовой частью структуры.

По характеру насыщения продуктивные пласты были сгруппированы следующим образом:

Нефтяные:

- пласты ПК₃, ПК₄, ПК_6-7, ПК₁₀, ПК₁₁¹, ПК₁₁², ПК₁₂¹, ПК₁₂², ПК₁₃, ПК₁₄, ПК₁₇, ПК₁₇², ПК₁₈, ПК₁₉ покурской свиты;

- пласты А₁¹, А₁² алымской свиты;

- пласты А₅, А₆, А₇, Б₁¹, Б₃¹, Б₃², Б₄, Б_6-7 вартовской свиты;

- пласты Б₈⁰, Б₈², Б₉^1-2, Б₁₀², Б₁₁, Б₁₃ мегионской свиты;

- пласт Ю₂ васюганской свиты.

Нефтегазовые:

- пласт ПК_1-2 покурской свиты;

- пласты А₁² алымской свиты;

- пласты А₃, А₄, А₆¹, А₆², А₇⁰, А₈⁰, А₈¹, Б₁², Б₂¹, Б₂², Б₅ вартовской свиты;

- пласты Б₈¹, Б_16-17, Б_18-19, Б_20-21 мегионской свиты;

- пласты Ю₁^1-2 васюганской свиты.

Газовые: (включая газоконденсатные):

- пласты ПК₈, ПК₉, ПК₂₀, ПК₂₁ покурской свиты;

- пласты А₂ алымской свиты;

- пласты А₆, А₇⁰, А₈^2-3 и Б₂² вартовской свиты.

В дальнейшем, сверх выявленных на дату подсчета запасов залежей при опробовании скважины № 1107 был получен приток газа из интервала пласта АВ₈, свидетельствующий о наличии здесь еще одной залежи. Было также установлено наличие нефтяной оторочки в пласте АВ₇⁰ и газовой шапки в пластах АВ₇ и ЮВ₁².

Большинство залежей относятся к пластовым сводовым, часть - к литологически экранированным. Промышленная нефтегазоносность продуктивных пластов устанавливалась по результатам испытания скважин и интерпретации комплекса ГИС.

В дальнейшем, с выполнением проектных решений Технологической схемы (1990 г.), в процессе эксплуатационного бурения уточнялись размеры залежей, их насыщенность. В результате при оперативном пересчете запасов в период 2003-2004 гг. по многим пластам увеличились площади нефтегазоносности и эффективные насыщенные толщины. Вместе с этим были открыты и дополнительные залежи.

В новом подсчете запасов, который выполняется в настоящее время по состоянию на 01.01.2006 г., претерпели изменение не только размеры залежей, но и другие подсчетные параметры; существенно поменялись модели пластов, их фильтрационные характеристики.

Однако в настоящей работе приняты модели и характеристики пластов, а также их запасы, стоящие на балансе ВГФ.

Пласты группы ЮВ

Пласты ЮВ₁ (1) и ЮВ₁ (2).

По ЮВ₁¹ это 54.7 % скважин, по ЮВ₁² - 46.3 % скважин. (рис. 2.2.3).

На 01.2011 г. 15 скважин пласта ЮВ₁¹ работали с дебитом нефти 6.1 - 58.7 т/сут, в среднем 31 т/сут, с дебитом менее 5 т/сут скважин не было.

Семь скважин пласта ЮВ₁² работали с дебитом нефти 4.8 - 56.6 т/сут, в среднем 24.5 т/сут, в том числе 1 скважина с дебитом менее 5 т/сут.

Дебит жидкости по пласту ЮВ₁¹ изменяется от 6.4 до 242.4 т/сут, по пласту ЮВ₁² - от 5.1 до 634.6 т/сут.

Обводненность продукции скважин по пласту ЮВ₁¹ изменяется от 2.9 до 93.6 %, составляя в среднем 29.6 %, по пласту ЮВ₁² - изменяется от 4.5 до 97.2 %, составляя в среднем 60.4 %.

Характеристика фонда скважин Ван-Еганского месторождения представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Характеристика фонда скважин Ван-Еганского месторождения

2.3 Анализ выполнения проектных решений

В настоящее время 35 из 50 скважин, работавших на пласте ЮВ₁¹, переведены на другие пласты. Накопленная добыча нефти по этим скважинам изменяется от 0.1 до 65.7 тыс. т, составляя в среднем 9.3 тыс. т/скв. Обводненность скважин находилась в интервале 0 - 98.9 %, составляя в среднем 18 %.

По пласту ЮВ₁² 27 из 34 работавших скважин также переведены на другие пласты. Накопленная добыча нефти по этим скважинам изменяется от 0.13 до 253.3 тыс. т, составляя в среднем 31.6 тыс. т/скв. Обводненность скважин находилась в интервале 0 - 98.7 %, составляя в среднем 35.8 %.

При сопоставлении текущих дебитов скважин с максимальными видно, что в процессе эксплуатации примерно по 50 % фонда скважин получен прирост дебитов нефти и жидкости. (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Соотношение начальных и максимальных дебитов скважин.

Закачка воды велась с 1988 года. На 01.2011 г. под закачкой перебывали 21 скважина на пласте ЮВ₁¹ и 13 скважин на пласте ЮВ₁². (рис. 2.9).

Накопленная закачка составила 14891.9 тыс. м³, в 2010 году закачано 2145.6 тыс. м³. Основные объемы закачки (8579.7 тыс. м³), соответственно добыче, приходятся на пласт ЮВ₁².

Рис. 2.9. Динамика объемов закачки пластов ЮВ₁(1) и ЮВ₁(2).

Пластовое давление по пласту ЮВ₁¹ в связи с незначительными объемами добычи находилось на уровне 20 - 25 МПа, то есть на уровне начального пластового давления. Забойное давление по зоне отборов было ниже давления насыщения на 30 - 48 %. (рис. 2.10).

Рис. 2.10. Динамика давлений по зоне отборов пласта ЮВ₁(1)

По пласту ЮВ₁² пластовое давление в зоне отборов снижалось ниже давления насыщения. В последующие годы благодаря текущей компенсации 150 - 350 %, пластовое давление увеличилось почти до начального.

Забойное давление по зоне отборов было ниже давления насыщения на 8 - 39 %. В период 2006-2009 гг. забойные давления снижались до 37 % от давления насыщения. (рис. 2.11).

Рис. 2.11. Динамика давлений по зоне отборов пласта ЮВ₁(2).

3. Специальная часть

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) - совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть / вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л.С., Щелкачев В.Н., Маскет М., Чарный И.А. и др.

Методы ГДС

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах - методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважиных, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

· в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,

· при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,

· при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД)

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только засчёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнуюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть не фонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД)

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.