Конспект лекцій № 1-19 з дисципліни “Основи нафтогазової справи” (Основні елементи сучасної системи нафтогазопостачання. Екологія нафтогазовидобування), страница 41

Гідродинамічні дослідження свердловин дозволяють отримати уявлення про фільтраційні властивості рідини і газу в продуктивних пластах та вести постійний контроль за розробкою покладу в цілому, а також за роботою кожної свердловини окремо. Параметри пластів визначаються за дебітами нафти і газу в залежності від зміни вибійних тисків чи дебітів свердловин у часі.

У промисловій практиці використовують такі методи досліджень:

-  дослідження свердловин при сталому режимі припливу, коли показники роботи свердловини не змінюються на протязі кількох діб;

-  дослідження при несталому режимі роботи свердловини (метод простежування за рівнем кривої відновленні вибійного тиску);

-  дослідження профілю припливу в експлуатаційних свердловинах і профілю приємистості в нагнітальних свердловинах.

Термодинамічні методи дослідження свердловин. Загальний тепловий потік земного шару складає 25,12 кДж/с. Щоб його отримати, необхідно спалити 59 млрд. м³ метану.

Коли тепловий потік постійний q, шляхом вимірювання геотермічного градієнту Г можливо розрахувати теплопровідність λ окремих шарів гірських порід і розділити їх за цим показником.

           де                                                      (13.1)

В однорідній товщі осадових порід геотерма Т(х) буде мати вигляд прямої лінії з певним нахилом до осі ординат Г.

При чергуванні пластів з різними коефіцієнтами теплопровідності ця лінія стає ламаною. Відхилення від природної геотерми зв’язуються з гідро- і термодинамічними процесами, які проходять у пластах у продуктивному перфорованому інтервалі. Первісна термограма, яка отримана до пуску свердловини в експлуатацію, дає уяву про первісне незбурене поле Землі. Термограма працюючої свердловини віддзеркалює усі теплові збурення, які викликані припливом рідини чи її поглинанням, а також зміною їх інтенсивності. Тому основою для виділення продуктивних і поглинаючих інтервалів, визначення їх товщини, інтенсивності поглинання і загального стану привибійної зони є різниці між геотермію і термограмою працюючої свердловини. На рис.13.1. показано розподіл температури за стовбуром свердловини. Колиб потік нафти мав нескінчену швидкість то він досяг поверхні з незмінною температурою (точка С рис.13.1). Реально його швидкість обмежена і він охолоджується (точка В рис.13.1).  Далі термограма потоку переходить у похилу лінію, паралельну термограмі. Різниця температур Т_п – Т_г = ΔТ.

За допомогою спеціальної апаратури вимірюють дебіти і температуру рідини.

2. Дослідження свердловин на сталому режимі роботи. Метод ще називають «метод пробних відкачувань». Він використовується для дослідження нафтових, газових, газоконденсатних і нагнітальних свердловин, які експлуатуються будь-яким способом. При використанні цього способу визначають дебіти свердловин Q в залежності від різниці пластового і вибійного тисків ΔP = Р_п – Р_в при сталих режимах роботи свердловини. Отримані в результаті досліджень залежності (рис.13.2) називають індикаторними діаграмами (лініями). Щоб побудувати діаграму потрібно мати дві, три і більше точок. Точка у початку координат свідчить, що свердловина не діє Р_п = Р_в.

Індикаторні діаграми можуть бути лінійними, вигнутими і вгнутими.  Лінійна діаграма 1 отримується, коли режим роботи свердловини напірний і фільтрація в пласту іде за лінійним законом Дарсі. Коефіцієнт продуктивності при цьому є сталою величиною. Вигнута діаграма 2 свідчить про нелінійний закон фільтрації у пласті. Такі діаграми характерні для тріщинуватих колекторів, у яких в процесі розробки товщина тріщин може змінюватися в залежності від вибійного тиску. При нелінійному законі фільтрації коефіцієнт продуктивності свердловин є змінним. Вгнута діаграма 3 отримується при несталих режимах роботи свердловини. У цьому випадку дослідження необхідно повторити.

Зменшення коефіцієнту продуктивності свердловини свідчить про забруднення привибійної зони смолопарафіновими відкладами та механічними домішками. Такий висновок дає підстави до проведення геолого-технічних заходів – гідророзрив пласту, теплові і кислотні обробки тощо.