Гидродинамические исследования: цели и виды

Қысқаша негізгісі

ГДИС — обратная задача: по измеренному отклику давления на изменение дебита подбирают параметры модели пласта. Ответ зависит от выбранной модели, поэтому интерпретацию сверяют с геологией, каротажем и керном.
Один стабилизированный замер дебита и давления даёт коэффициент продуктивности, но не разделяет проницаемость и скин. Их разделяет динамика: наклон полулогарифмической прямой определяется проводимостью $kh$ , а скин лишь сдвигает её.
Исследование «видит» тем дальше, чем дольше длится: радиус исследования растёт как корень из $kt/(\phi\mu c_t)$ . В низкопроницаемых пластах нужны дни и недели.
Ранний участок записи отражает ствол и призабойную зону, средний — радиальный приток в пласте ( $kh$ , скин), поздний — границы и объём области дренирования.
КВД распространена больше КПД, потому что после остановки дебит точно известен — он равен нулю; КПД не требует останавливать добычу.
Испытание разведочной скважины обычно включает короткий приток, первое восстановление давления, основной приток и заключительное восстановление; безопасность важнее любой из целей испытания.

Негізгі қатынастар

r_i = 0{,}119\sqrt{\dfrac{k\,t}{\phi\,\mu\,c_t}}

радиус исследования, м ( $k$ — мД, $t$ — ч, $\mu$ — мПа·с, $c_t$ — 1/МПа)

V_p = \dfrac{qB}{c_t\,|\dd p/\dd t|}

поровый объём замкнутой области по темпу падения давления

kh = 2{,}149\,\dfrac{qB\mu}{m}

проводимость по наклону $m$ на десятичный цикл (м³/сут, мПа·с, МПа)

Жиі қателіктер

Считать, что по одному стабилизированному замеру можно найти проницаемость пласта.
Проводить полулогарифмическую прямую через ранние точки, искажённые влиянием ствола.
Планировать исследование низкопроницаемого пласта такой же длительности, как высокопроницаемого.
Забывать, что погрешность замера дебита напрямую переходит в погрешность проницаемости.
Путать КПД в добывающей скважине (снижение давления после пуска) и в нагнетательной (снижение после остановки закачки).

Сабақтан кейін сіз

объяснить, почему по изменению давления во времени можно судить о пласте и почему для этого нужен переходный процесс, а не один стабилизированный замер;
перечислить основные виды исследований — КПД, КВД, КВУ, исследование нагнетательных скважин, гидропрослушивание, испытание пласта на трубах, исследования на установившихся режимах — и что даёт каждое;
описать порядок испытания разведочной скважины и цель каждого его этапа;
различать ранний, средний и поздний участки записи давления и назвать, что определяют по каждому;
оценить продолжительность исследования по радиусу исследования, а поровый объём замкнутой области — по темпу падения давления.

Зачем исследуют скважины

Пласт залегает на глубине в несколько километров, и видим мы его лишь через редкие скважины. О нём судят по нескольким источникам: сейсморазведке и геологическим построениям, шламу и керну, каротажу, замерам давления опробователем пластов на кабеле, гидродинамическим исследованиям скважин и, наконец, по истории разработки. Каждый источник «видит» свой объём породы, и надёжная модель пласта получается, только если свести их вместе.

Гидродинамические исследования занимают среди них особое место: это единственный прямой способ измерить, как пласт работает — как он отдаёт флюид в объёме сотен метров вокруг скважины. Керн и каротаж характеризуют сантиметры и метры около ствола, а исследование скважины осредняет проницаемость по огромному объёму, включая трещины и неоднородности, которые в керн не попадают.

По сути исследование — обратная задача (parameter estimation). При моделировании свойства пласта известны, и по ним рассчитывают давление. При интерпретации исследования давление измерено, а свойства пласта подбирают такими, чтобы расчётный отклик совпал с замеренным. Отклик давления на изменение дебита описывает уравнение пьезопроводности; его параметры — проводимость пласта, пьезопроводность, скин, границы — и есть результат исследования.

Что можно узнать по гидродинамическим исследованиям

Что определяют: Пластовое давление — начальное или среднее
По какой части записи: восстановление давления после остановки
Замечания: в разрабатываемой залежи нужны поправки на ограниченность области (Восстановление давления в ограниченной области и среднее пластовое давление)

Что определяют: Проводимость $kh$ и проницаемость
По какой части записи: средний участок — радиальный приток
Замечания: проницаемость для подвижного флюида, осреднённая по большому объёму

Что определяют: Скин-фактор и перепад давления на скине
По какой части записи: средний участок и забойное давление перед сменой режима
Замечания: показывает, нужна ли обработка призабойной зоны (Скин-фактор)

Что определяют: Коэффициент влияния ствола
По какой части записи: ранний участок
Замечания: объём и сжимаемость флюида в стволе (Влияние ствола скважины)

Что определяют: Границы: разломы, выклинивания, контуры
По какой части записи: поздний участок
Замечания: тип границ и расстояние до них (Непроницаемый разлом у скважины: метод изображений)

Что определяют: Объём области дренирования
По какой части записи: псевдоустановившийся участок длительного притока
Замечания: исследование на ограниченность (Исследование на ограниченность пласта)

Что определяют: Связь между скважинами
По какой части записи: гидропрослушивание
Замечания: проводимость и ёмкость пласта между скважинами

Что определяют: Флюид, пробы, температура, продуктивность
По какой части записи: испытание разведочной скважины
Замечания: исходные данные для подсчёта запасов и проекта разработки

Что определяют	По какой части записи	Замечания
Пластовое давление — начальное или среднее	восстановление давления после остановки	в разрабатываемой залежи нужны поправки на ограниченность области (Восстановление давления в ограниченной области и среднее пластовое давление)
Проводимость $kh$ и проницаемость	средний участок — радиальный приток	проницаемость для подвижного флюида, осреднённая по большому объёму
Скин-фактор и перепад давления на скине	средний участок и забойное давление перед сменой режима	показывает, нужна ли обработка призабойной зоны (Скин-фактор)
Коэффициент влияния ствола	ранний участок	объём и сжимаемость флюида в стволе (Влияние ствола скважины)
Границы: разломы, выклинивания, контуры	поздний участок	тип границ и расстояние до них (Непроницаемый разлом у скважины: метод изображений)
Объём области дренирования	псевдоустановившийся участок длительного притока	исследование на ограниченность (Исследование на ограниченность пласта)
Связь между скважинами	гидропрослушивание	проводимость и ёмкость пласта между скважинами
Флюид, пробы, температура, продуктивность	испытание разведочной скважины	исходные данные для подсчёта запасов и проекта разработки

Почему нужен переходный процесс

Проще всего исследовать скважину на установившемся режиме: замерить дебит $q$ и забойное давление $p_{wf}$ и, зная пластовое давление $\bar p$ , получить коэффициент продуктивности $J = q/(\bar p - p_{wf})$ . Этого достаточно, чтобы построить линию притока (Приток к скважине: диаграмма работы скважины), но не чтобы понять, почему продуктивность такая. $J$ пропорционален проводимости пласта $kh$ и обратно пропорционален сумме логарифмического члена и скин-фактора, поэтому низкий $J$ может означать и плотный пласт, и хороший пласт с повреждённой призабойной зоной.

Разделить эти причины позволяет динамика давления после смены режима. Пока возмущение не дошло до границ, забойное давление меняется линейно по логарифму времени. При известных дебите и вязкости наклон этой зависимости определяется только проводимостью пласта $kh$ , а скин сдвигает всю линию, не меняя наклона. А на позднем, псевдоустановившемся участке давление в двух скважинах с одинаковой продуктивностью (при одинаковых дебите и объёме области) меняется одинаково — их не различает ни этот участок, ни стабилизированный замер.

ЕсептеуРасчётное снижение забойного давления после пуска двух скважин с одинаковым коэффициентом продуктивности (данные примера в дополнительном разделе): А — пласт 20 мД без скина, Б — пласт 40 мД со скином +7,3. Шкала времени логарифмическая. Первые десятки часов кривые идут с разным наклоном — его задаёт проводимость пласта; после выхода на псевдоустановившийся режим они совпадают.

Ради такого разделения во многом и развивались методы ГДИС. Пример: разведочную скважину часто бурят на растворе на водной основе с большой репрессией, и её призабойная зона повреждена. Если исследование дало проницаемость и скин по отдельности, продуктивность будущих эксплуатационных скважин можно предсказать: подставить в формулу притока ту же проницаемость и скин, достижимый при щадящем вскрытии и хорошей перфорации, — около нуля, а при перфорации на депрессии и отрицательный (Скин-фактор).

Виды исследований

Исследования различаются тем, как меняют режим скважины и где регистрируют давление. В отечественной практике их делят на исследования на установившихся режимах — по нескольким стабилизированным режимам строят индикаторную диаграмму — и на неустановившихся режимах, когда записывают изменение давления во времени после смены режима.

Основные виды гидродинамических исследований

Исследование: Кривая падения давления (КПД, drawdown test)
Что делают: пускают скважину с постоянным дебитом и записывают снижение забойного давления
Что получают: $kh$ , скин; при долгой записи — границы и объём области
Особенности: добыча не прерывается, но постоянный дебит выдержать трудно (Анализ кривой падения давления)

Исследование: Кривая восстановления давления (КВД, buildup test)
Что делают: останавливают скважину после работы с постоянным дебитом
Что получают: $kh$ , скин, пластовое давление
Особенности: дебит точно известен — он равен нулю; скважина не добывает (Анализ кривой восстановления давления)

Исследование: Кривая восстановления уровня (КВУ)
Что делают: останавливают насос и следят за подъёмом уровня жидкости в скважине
Что получают: $kh$ , скин, пластовое давление
Особенности: для скважин, которые не фонтанируют; приток после остановки переменный, нужны особые методы обработки

Исследование: Исследование нагнетательной скважины
Что делают: останавливают закачку и записывают снижение давления (falloff test) или ступенчато повышают расход
Что получают: $kh$ , скин, пластовое давление; по ступеням расхода — давление раскрытия трещин
Особенности: вокруг ствола — закачанная вода с другими вязкостью и температурой

Исследование: Гидропрослушивание (interference test)
Что делают: меняют дебит одной скважины и записывают давление в соседней
Что получают: связь между скважинами, $kh/\mu$ и ёмкость пласта $\phi c_t h$
Особенности: сигнал мал и приходит с запаздыванием: нужны точные манометры и время

Исследование: Испытание пласта на трубах (ИПТ, drill stem test, DST)
Что делают: изолируют пласт пакером и открывают клапан у забоя
Что получают: флюид, пробы, начальное давление, $kh$ , скин, продуктивность
Особенности: первое исследование новой скважины; подробнее — в следующем разделе

Исследование: Исследование на установившихся режимах
Что делают: выводят скважину на несколько стабилизированных режимов
Что получают: индикаторная кривая, коэффициент продуктивности
Особенности: каждый режим выдерживают до стабилизации (Индикаторная кривая притока)

Исследование	Что делают	Что получают	Особенности
Кривая падения давления (КПД, drawdown test)	пускают скважину с постоянным дебитом и записывают снижение забойного давления	$kh$ , скин; при долгой записи — границы и объём области	добыча не прерывается, но постоянный дебит выдержать трудно (Анализ кривой падения давления)
Кривая восстановления давления (КВД, buildup test)	останавливают скважину после работы с постоянным дебитом	$kh$ , скин, пластовое давление	дебит точно известен — он равен нулю; скважина не добывает (Анализ кривой восстановления давления)
Кривая восстановления уровня (КВУ)	останавливают насос и следят за подъёмом уровня жидкости в скважине	$kh$ , скин, пластовое давление	для скважин, которые не фонтанируют; приток после остановки переменный, нужны особые методы обработки
Исследование нагнетательной скважины	останавливают закачку и записывают снижение давления (falloff test) или ступенчато повышают расход	$kh$ , скин, пластовое давление; по ступеням расхода — давление раскрытия трещин	вокруг ствола — закачанная вода с другими вязкостью и температурой
Гидропрослушивание (interference test)	меняют дебит одной скважины и записывают давление в соседней	связь между скважинами, $kh/\mu$ и ёмкость пласта $\phi c_t h$	сигнал мал и приходит с запаздыванием: нужны точные манометры и время
Испытание пласта на трубах (ИПТ, drill stem test, DST)	изолируют пласт пакером и открывают клапан у забоя	флюид, пробы, начальное давление, $kh$ , скин, продуктивность	первое исследование новой скважины; подробнее — в следующем разделе
Исследование на установившихся режимах	выводят скважину на несколько стабилизированных режимов	индикаторная кривая, коэффициент продуктивности	каждый режим выдерживают до стабилизации (Индикаторная кривая притока)

Сокращения — принятые в отечественной практике; для газовых скважин применяют ещё изохронные исследования на нескольких режимах одинаковой продолжительности.

Гидродинамические исследования дополняют и другие замеры. Опробователь пластов на кабеле (ОПК; wireline formation tester, WFT) замеряет давление в десятках точек по глубине, тратя на точку считаные минуты, и отбирает пробы флюида (Замеры давления опробователем пластов на кабеле). Промыслово-геофизические исследования действующих скважин (ПГИ; production logging) расходомерами и термометрами показывают, какие интервалы работают и сколько дают. А в скважинах с погружными насосами датчики на приёме насоса — термоманометрические системы (ТМС) — непрерывно записывают давление, и каждая остановка насоса даёт запись восстановления давления; её можно обработать, если известна история дебита.

Испытание разведочной скважины

Первое исследование новой скважины — испытание пласта на трубах (ИПТ; drill stem test, DST). В скважину на трубах спускают компоновку: пакер, который изолирует испытываемый интервал от столба бурового раствора; испытательный клапан у забоя, который открывают и закрывают с поверхности, например изменением давления в затрубном пространстве; и глубинные манометры, записывающие давление в память или передающие его на поверхность. На поверхности поток проходит через штуцер в сепаратор, где раздельно замеряют дебиты нефти, газа и воды; газ сжигают на факеле.

Английское название напоминает о временах, когда компоновку спускали на бурильных трубах (drill stem) прямо в необсаженный ствол; сегодня пласт чаще испытывают после крепления и перфорации, на специальных трубах. Для интерпретации существеннее другое: скважину закрывают клапаном у самого пласта, под ним остаётся малый объём, и влияние ствола на запись давления короткое. Пластовое давление к началу испытания обычно уже известно по замерам опробователем на кабеле.

СызбаЗапись забойного давления при испытании пласта на трубах (схема, не в масштабе): 1 — спуск компоновки, манометр видит давление столба раствора; 2 — короткий первый приток; 3 — первое восстановление давления до начального пластового; 4 — основной приток; 5 — заключительное восстановление; 6 — снятие пакера и подъём. Внизу — дебит на поверхности.

Порядок типичного испытания

1
Короткий первый приток
несколько минут: снять «перезаряд» пласта у ствола — избыточное давление от проникшего фильтрата раствора, заметное в низкопроницаемых пластах, — и убедиться, что пласт сообщается со скважиной. Отбор так мал, что истощения нет даже в маленьком блоке.
2
Первое восстановление давления
достаточно долгое, чтобы давление почти стабилизировалось: так определяют начальное пластовое давление $p_i$ . После короткой очистки ствола эта запись бывает ненадёжной, и $p_i$ уточняют по заключительному восстановлению.
3
Основной приток
с как можно более постоянным дебитом; иногда дебит повышают ступенями, чтобы проверить, не выносится ли песок. Отбирают пробы флюида. Точно регистрируют забойное давление и время в момент остановки — без них скин не найти.
4
Заключительное восстановление
обычно примерно в полтора раза длиннее основного притока. По нему определяют $kh$ , скин и давление $p^*$ (Анализ кривой восстановления давления). Если давление восстанавливается заметно ниже начального, область дренирования мала и замкнута — важный вывод о размере залежи.

Цели испытания разведочной скважины: установить, какой флюид даёт пласт; измерить продуктивность, пластовые давление и температуру; отобрать пробы для PVT-исследований; получить сведения о пласте — проницаемость, неоднородность, границы; оценить состояние призабойной зоны. Если пластовой энергии не хватает, чтобы поднять флюид до устья, запись ограничивается притоком с поднимающимся в трубах уровнем жидкости и восстановлением; для таких испытаний применяют особые методы обработки.

Безопасность

Испытание выводит на поверхность пластовый флюид под давлением, часто с газом, иногда с сероводородом. Урок объясняет смысл исследований и их интерпретации; сами испытания проводят обученные специалисты по утверждённой программе и действующим регламентам, с учётом допустимых давлений и температур оборудования и требований к противовыбросовому оборудованию. Ни одна цель испытания не оправдывает отступления от правил безопасности.

Что показывает запись давления

Запись давления после смены режима читают по участкам. Ранний участок (early-time region) отражает то, что происходит в стволе и у самой скважины: пока сжимается или расширяется флюид в стволе, дебит на забое не совпадает с дебитом на поверхности — это влияние ствола. Средний участок (middle-time region) — радиальный приток в пласте, который ещё «не знает» о своих границах: на полулогарифмическом графике это прямая, и именно по ней находят $kh$ и скин. Поздний участок (late-time region) отражает границы: разломы, выклинивание пласта, соседние скважины, контур с постоянным давлением.

Если скважина достаточно долго работает с постоянным дебитом в замкнутом блоке, возмущение доходит до всех границ и наступает псевдоустановившийся режим: давление во всём блоке снижается с одинаковой скоростью, как в закрытом баке. Скорость снижения зависит только от отбора, сжимаемости и порового объёма блока. На этом основано исследование на ограниченность (reservoir limit test): по наклону прямой «давление — время» в обычных, не логарифмических координатах находят поровый объём области дренирования.

Темп снижения давления в замкнутой области

\frac{\dd p}{\dd t} = -\frac{qB}{c_t V_p}

мұндағы:

$\dd p/\dd t$ скорость снижения давления — одинаковая во всей области и в скважине, МПа/сут
$q$ дебит в стандартных условиях, м³/сут
$B$ объёмный коэффициент флюида, м³/м³
$c_t$ общая сжимаемость пород и флюидов, 1/МПа
$V_p$ поровый объём области дренирования, м³

Бірліктер: любые согласованные (например, м³/сут, МПа/сут, 1/МПа, м³)

Мына жағдайда орындалады

замкнутая область без притока через границы, постоянный дебит;
псевдоустановившийся режим уже наступил: возмущение дошло до всех границ;
однофазный слабосжимаемый флюид, сжимаемость постоянна.

Это материальный баланс закрытого бака: пластовый объём отбора $qB$ за единицу времени равен расширению флюидов и пород $c_t V_p$ при снижении давления на единицу. Чем меньше блок, тем быстрее падает давление. Темп не зависит ни от проницаемости, ни от скина — они определяют лишь, насколько забойное давление ниже среднего.

Есептеу мысалыПоровый объём блока по исследованию на ограниченность

Бастапқы деректер (шартты)

Дебит нефти $q$ (постоянный): 90 м³/сут
Объёмный коэффициент $B$: 1,30 м³/м³
Общая сжимаемость $c_t$: $1{,}4\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹
Наклон прямой «забойное давление — время» на позднем участке: −0,0045 МПа/ч
Пористость $\phi$ ; эффективная толщина $h$ ; водонасыщенность $S_w$: 0,20; 12 м; 0,25

Шешім

Темп снижения в сутки: $0{,}0045\cdot 24 = 0{,}108$ МПа/сут.
Поровый объём: $V_p = \dfrac{90\cdot 1{,}30}{1{,}4\cdot10^{-3}\cdot 0{,}108} = 774$ тыс. м³.
Площадь области: $A = V_p/(\phi h) = 0{,}32$ км²; радиус круга той же площади $\sqrt{A/\pi} \approx 320$ м.
Нефть в блоке в стандартных условиях: $V_p(1 - S_w)/B = 446$ тыс. м³, или около 379 тыс. т при плотности 850 кг/м³.

Жауап: Скважина дренирует блок с поровым объёмом около 774 тыс. м³ — это круг радиусом около 320 м с запасами нефти около 379 тыс. т.

Бұл нені білдіреді. Если геологическая модель обещала крупную залежь, такой результат — тревожный сигнал: скважина стоит в небольшом изолированном блоке, и бурить рядом новые скважины в расчёте на те же запасы нельзя. Результат прямо зависит от сжимаемости $c_t$ и от уверенности, что псевдоустановившийся режим действительно наступил; её проверяют по диагностическому графику. Данные примера условные.

Какой участок перед нами, надёжнее всего видно на диагностическом графике — изменение давления и его логарифмическая производная в двойном логарифмическом масштабе (Диагностика по производной давления). Сегодня интерпретацию ведут программами: подбирают модель пласта, расчётный отклик которой совпадает с записью, и уточняют её параметры. Для простых случаев хватает модели однородного пласта со скином; для сложных применяют модели с разломами, слоистостью, анизотропией, двойной пористостью или зонами разной проницаемости вокруг скважины. Разные модели иногда одинаково хорошо описывают одну запись, поэтому выбор модели проверяют геологией и данными соседних скважин.

Как планируют исследование

Главный вопрос планирования — сколько длиться притоку и остановке. Возмущение давления распространяется от скважины постепенно: за время $t$ оно заметно охватывает область радиусом порядка радиуса исследования (radius of investigation). Чем проницаемее пласт и чем менее вязок флюид, тем быстрее растёт этот радиус.

Радиус исследования

r_i = \sqrt{\frac{4kt}{\phi\mu c_t}}

мұндағы:

$r_i$ радиус, до которого за время $t$ дошло заметное возмущение давления, м
$k$ проницаемость пласта, м²
$t$ время после смены режима, с
$\phi$ пористость, доли единицы
$\mu$ вязкость флюида, Па·с
$c_t$ общая сжимаемость пород и флюидов, 1/Па

Бірліктер: СИ

Мына жағдайда орындалады

однородный пласт, возмущение ещё не дошло до границ;
условный критерий $kt/(\phi\mu c_t r_i^2) = 1/4$ ; при другом выборе «заметного» возмущения постоянная меняется на десятки процентов;
на деле различимость возмущения зависит ещё и от разрешения манометра.

Радиус растёт как корень из времени: чтобы «заглянуть» вдвое дальше, исследование должно длиться вчетверо дольше. Пористость и сжимаемость от пласта к пласту меняются мало, поэтому скорость распространения возмущения определяет в основном подвижность $k/\mu$ — её исследование и измеряет.

Басқа бірліктер жүйелерінде (2)

Метрические промысловые единицы

r_i\,[\text{м}] = 0{,}119\sqrt{\frac{k\,[\text{мД}]\;t\,[\text{ч}]}{\phi\;\mu\,[\text{мПа·с}]\;c_t\,[\text{МПа}^{-1}]}}

$k$ — мД, $t$ — часы, $\mu$ — мПа·с, $c_t$ — 1/МПа.

$0{,}119 = \sqrt{4\cdot 3{,}553\cdot10^{-3}}$ , где $3{,}553\cdot10^{-3}$ — множитель безразмерного времени в этих единицах (перевод мД → м², часов → секунды, мПа·с → Па·с, 1/МПа → 1/Па).

Промысловые единицы (oilfield)

r_i\,[\text{ft}] = 0{,}0325\sqrt{\frac{k\,[\text{мД}]\;t\,[\text{ч}]}{\phi\;\mu\,[\text{сП}]\;c_t\,[\text{psi}^{-1}]}}

$k$ — мД, $t$ — часы, $\mu$ — сП, $c_t$ — 1/psi, $r_i$ — футы.

$0{,}0325 = \sqrt{4\cdot 2{,}637\cdot10^{-4}} = 1/\sqrt{948}$ , где $2{,}637\cdot10^{-4}$ — множитель безразмерного времени в промысловых единицах.

Есептеу мысалыСколько длиться притоку, чтобы охватить 300 м пласта

Бастапқы деректер (шартты)

Нужный радиус исследования $r_i$: 300 м
Пористость $\phi$ ; вязкость нефти $\mu$: 0,18; 1,1 мПа·с
Общая сжимаемость $c_t$: $1{,}6\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹
Проницаемость: 150 мД (пласт А) или 5 мД (пласт Б)

Шешім

Из метрической формы: $t = (r_i/0{,}119)^2\,\phi\mu c_t/k$ .
Числитель, общий для обоих пластов: $(300/0{,}119)^2\cdot 0{,}18\cdot 1{,}1\cdot 1{,}6\cdot10^{-3} = 2013$ мД·ч.
Пласт А: $t = 2013/150 = 13{,}4$ ч.
Пласт Б: $t = 2013/5 = 403$ ч, то есть около 16,8 сут.
С заключительным восстановлением, которое по обычному правилу в полтора раза длиннее притока, испытание пласта Б заняло бы около 42 сут.

Жауап: Высокопроницаемому пласту хватит около 13,4 ч притока, низкопроницаемому нужно около 16,8 сут.

Бұл нені білдіреді. Время растёт пропорционально квадрату радиуса и обратно пропорционально подвижности $k/\mu$ . Держать буровую установку неделями ради одного испытания дорого, поэтому в низкопроницаемых пластах либо соглашаются на меньший радиус исследования, либо проводят длительные исследования позже, при пробной эксплуатации. Та же оценка показывает, сколько ждать стабилизации каждого режима при исследовании на установившихся режимах: пока радиус исследования не достигнет границ области дренирования. Данные примера условные.

Что решают при планировании

1
Цель
что нужно узнать — проницаемость и скин, пластовое давление, границы, объём блока, связь с соседними скважинами. От цели зависят вид исследования и его длительность.
2
Дебит
его ограничивают пропускная способность сепаратора и факела, вынос песка, опасность подтянуть воду или газ, температурные пределы оборудования. Забойное давление желательно держать выше давления насыщения, чтобы у ствола не выделялся газ. В плотных пластах устойчивый дебит бывает вообще недостижим.
3
Длительность
приток — по радиусу исследования; восстановление — так, чтобы после окончания влияния ствола записать хотя бы один логарифмический цикл радиального притока, а при испытании разведочной скважины — примерно в полтора раза дольше притока.
4
Оборудование
манометры с достаточным разрешением как можно ближе к интервалу; по возможности закрытие скважины у забоя; точный замер дебита и записанная история дебита.
5
Проверочный расчёт
по ожидаемым свойствам пласта заранее рассчитывают работу системы «пласт — трубы — штуцер» программой узлового анализа (Узловой анализ добывающей системы) и ожидаемую запись давления. Если по ней нельзя будет, например, отличить разлом от ухудшения пласта, план меняют.
6
Цена информации
простой буровой установки, недобытая нефть, сжигание газа на факеле. Продолжительность исследования — всегда компромисс между его стоимостью и ценностью дополнительной информации.

Как менялись исследования

В 1920-х годах в США начали опускать в скважины приборы, фиксировавшие лишь максимальное давление. Затем появились глубинные манометры с часовым механизмом, записывавшие давление на металлическую пластину: они впервые позволили следить за изменением давления во времени. Долго «пластовым» считали давление, замеренное через несколько суток после остановки скважины, пока не поняли, что сама скорость восстановления давления несёт сведения о проницаемости. Теория восстановления давления сложилась в 1930–1950-х годах, а с появлением точных кварцевых датчиков в последней четверти XX века стали обычными гидропрослушивание и анализ по производной давления.

Терминдер мен белгілер

ГДИС: гидродинамические исследования скважин: записи давления и дебита при намеренной смене режима.
КПД и КВД: кривые падения давления после пуска скважины и восстановления давления после её остановки.
КВУ: кривая восстановления уровня — запись подъёма уровня жидкости в скважине после остановки насоса.
Гидропрослушивание: исследование связи между скважинами: дебит меняют в одной, давление записывают в другой.
Испытание пласта на трубах (ИПТ, DST): исследование новой скважины компоновкой с пакером, клапаном у забоя и манометрами.
Радиус исследования $r_i$: расстояние, до которого за время исследования дошло заметное возмущение давления.
Исследование на ограниченность: длительный приток до псевдоустановившегося режима; по темпу снижения давления находят поровый объём области.
Обратная задача: подбор параметров модели пласта по измеренному отклику давления.

Жиі қателіктер

Қате

«Проницаемость можно найти по стабилизированному замеру дебита и давления».

Шын мәнінде

Такой замер даёт только коэффициент продуктивности, в котором проницаемость и скин неразделимы. Их разделяют по записи давления на неустановившемся режиме.

Қате

«Если давление в конце заключительного восстановления ниже начального, манометр неисправен».

Шын мәнінде

Сначала проверяют главное объяснение: небольшой замкнутый блок, заметно истощённый за время притока. Это важный результат испытания; его подтверждают, сравнивая с первым восстановлением и исключая дрейф манометра.

Қате

«Чем дольше исследование, тем точнее проницаемость».

Шын мәнінде

Точность ограничивает прежде всего замер дебита. Длительность определяет другое — как далеко «видит» исследование; её выбирают под цель.

Қате

«Гидропрослушивание характеризует пласт вокруг реагирующей скважины».

Шын мәнінде

Отклик несёт сведения о пласте между скважинами — о его проводимости и ёмкости на пути возмущения, а также о том, есть ли между ними барьер.

Қате

«КПД в нагнетательной скважине — то же, что КПД в добывающей».

Шын мәнінде

В добывающей это снижение давления после пуска, в нагнетательной — после остановки закачки; вторая по смыслу аналог КВД.

Толық: тереңдетілген

Модель графика: одинаковая продуктивность — разные пласты

График в разделе о переходном процессе рассчитан для скважины в центре круговой замкнутой области по двум приближённым решениям. Пока возмущение не дошло до границы, справедливо логарифмическое приближение:

Снижение давления в бесконечном пласте (логарифмическое приближение)

p_i - p_{wf} = \frac{qB\mu}{4\pi kh}\left[\ln\frac{kt}{\phi\mu c_t r_w^2} + 0{,}809 + 2S\right]

мұндағы:

$p_i$ начальное пластовое давление, Па
$p_{wf}$ забойное давление через время $t$ после пуска, Па
$q,\ B,\ \mu$ дебит в стандартных условиях, объёмный коэффициент, вязкость, м³/с, м³/м³, Па·с
$k,\ h$ проницаемость и толщина пласта, м², м
$\phi,\ c_t,\ r_w$ пористость, общая сжимаемость, радиус скважины, —, 1/Па, м
$S$ скин-фактор, —

Бірліктер: СИ; логарифм натуральный

Мына жағдайда орындалады

постоянный дебит с момента пуска; влияние ствола не учитывается;
возмущение не дошло до границ, безразмерное время $kt/(\phi\mu c_t r_w^2)$ больше примерно 25;
однородный пласт, однофазный слабосжимаемый флюид.

Наклон на единицу натурального логарифма времени $qB\mu/(4\pi kh)$ зависит только от проводимости, скин добавляет постоянное слагаемое. На один десятичный цикл времени давление меняется на $m = 2{,}149\,qB\mu/(kh)$ (м³/сут, мПа·с, мД, м, МПа; $2{,}149 = \ln 10/(4\pi\cdot 0{,}0853)$ ) — ту же величину находят по наклону прямой Хорнера (Анализ кривой восстановления давления). Постоянная $0{,}809 = \ln(4/\gamma)$ , где $\gamma = 1{,}781$ .

Когда возмущение доходит до границы (для скважины в центре круга — при $kt/(\phi\mu c_t r_e^2)$ порядка 0,25–0,3), наступает псевдоустановившийся режим. Давление всюду падает с одной скоростью, и снижение забойного давления складывается из истощения области и депрессии:

Забойное давление в псевдоустановившемся режиме

p_i - p_{wf} = \frac{qB\,t}{c_t V_p} + \frac{q}{J},\qquad J = \frac{2\pi kh}{B\mu\left(\ln\dfrac{r_e}{r_w} - \dfrac34 + S\right)}

мұндағы:

$V_p$ поровый объём области, $\pi r_e^2 h\phi$ , м³
$J$ коэффициент продуктивности по среднему давлению области, м³/(с·Па)
$r_e$ радиус круговой области дренирования, м
$t$ время после пуска, с

Бірліктер: СИ

Мына жағдайда орындалады

круговая замкнутая область со скважиной в центре;
время больше времени выхода на псевдоустановившийся режим.

Первое слагаемое — истощение: снижение среднего давления по материальному балансу. Второе — депрессия между средним давлением и забоем. Проницаемость и скин по отдельности не входят ни в одно из них: у скважин с одинаковыми $J$ , дебитом и объёмом области кривые совпадают (Псевдоустановившийся приток и коэффициент формы).

Есептеу мысалыДве скважины с одинаковой продуктивностью

Бастапқы деректер (шартты)

Общие данные: $q$ = 50 м³/сут; $B$ = 1,2; $\mu$ = 1,5 мПа·с; $h$ = 10 м
Пласт: $\phi$ = 0,20; $c_t = 1{,}5\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹; $r_e$ = 300 м; $r_w$ = 0,1 м
Скважина А: $k$ = 20 мД, $S$ = 0
Скважина Б: $k$ = 40 мД, скин такой, что продуктивность та же

Шешім

Логарифмический член: $X = \ln(300/0{,}1) - 0{,}75 = 7{,}256$ .
Равенство продуктивностей: $20/X = 40/(X + S_{\text{Б}})$ , откуда $S_{\text{Б}} = X = 7{,}26$ .
Коэффициент продуктивности обеих скважин: $J = \dfrac{0{,}536\cdot 20\cdot 10}{1{,}5\cdot 1{,}2\cdot 7{,}256} = 8{,}2$ м³/(сут·МПа); депрессия $q/J = 6{,}09$ МПа. Здесь $0{,}536 = 2\pi\cdot 0{,}0853$ — постоянная формулы притока в метрических единицах (Установившийся радиальный приток).
Наклон на десятичный цикл времени: $m_{\text{А}} = 2{,}149\cdot\dfrac{50\cdot 1{,}2\cdot 1{,}5}{20\cdot 10} = 0{,}97$ МПа, $m_{\text{Б}} = 0{,}48$ МПа — вдвое меньше.
Перепад давления на скине у скважины Б (Скин-фактор): $\Delta p_s = 1{,}866\cdot\dfrac{50\cdot 1{,}2\cdot 1{,}5}{40\cdot 10}\cdot 7{,}26 = 3{,}05$ МПа — 50 % депрессии ( $1{,}866 = 1/0{,}536$ ).

Жауап: Стабилизированные замеры у скважин одинаковы:

J \approx 8{,}2

м³/(сут·МПа). Но полулогарифмический наклон у Б вдвое меньше: пласт у неё вдвое проводимее, а половина депрессии теряется в призабойной зоне.

Бұл нені білдіреді. Обработка призабойной зоны скважине А почти ничего не даст — её продуктивность ограничена пластом; у Б устранение скина может примерно удвоить дебит. Без записи давления на неустановившемся режиме эти скважины не различить. Данные примера условные.

Басқа тақырыптармен байланыс

Анализ кривой восстановления давления — как по КВД находят проводимость, скин и пластовое давление.
Анализ кривой падения давления — тот же анализ для записи после пуска скважины.
Скин-фактор — что такое скин и сколько дебита он «стоит».
Приток к скважине: диаграмма работы скважины — коэффициент продуктивности и диаграмма работы скважины.
Влияние ствола скважины — почему ранние данные описывают ствол, а не пласт.
Диагностика по производной давления — как по производной давления распознают участки записи.
Исследование на ограниченность пласта — объём области дренирования по длительному притоку.
Замеры давления опробователем пластов на кабеле — замеры давления и отбор проб опробователем на кабеле.
Решения для скважины: скин, радиус исследования и единицы — радиус исследования и радиус дренирования подробнее.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Какое исследование покажет, сообщаются ли две скважины через предполагаемый разлом?
1. А.КВД в каждой скважине по отдельности
2. Б.Исследование на установившихся режимах
3. В.Гидропрослушивание: изменить дебит одной скважины и записывать давление в другой
4. Г.Каротаж сопротивления
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Гидропрослушивание: изменить дебит одной скважины и записывать давление в другой
Только гидропрослушивание прямо проверяет связь: если разлом непроницаем, возмущение от возмущающей скважины до реагирующей не дойдёт или придёт ослабленным и с запаздыванием. КВД в каждой скважине может показать границу, но не скажет, та ли это граница и насколько она проницаема.
2
Две скважины при одинаковой депрессии дают одинаковый дебит. По КВД наклон полулогарифмической прямой у первой вдвое больше, чем у второй. Какой вывод верен?
1. А.Пласты одинаковы, различаются только манометры
2. Б.Вторая скважина уже в псевдоустановившемся режиме
3. В.Проводимость $kh$ у первой вдвое меньше, а у второй больше скин
4. Г.У первой вдвое больше скин
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Проводимость $kh$ у первой вдвое меньше, а у второй больше скин
Наклон обратно пропорционален проводимости $kh$ . При одинаковой продуктивности меньшую проводимость первой скважины уравновешивает больший скин второй.
3
Сколько часов должен длиться приток, чтобы радиус исследования достиг 200 м, если $k$ = 30 мД, $\phi$ = 0,20, $\mu$ = 2 мПа·с, $c_t = 1{,}5\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹?
Жауабын көрсету
По метрической форме $t = (r_i/0{,}119)^2\,\phi\mu c_t/k$ . Здесь $(200/0{,}119)^2 \approx 2{,}82\cdot10^{6}$ , а $\phi\mu c_t/k = 2\cdot10^{-5}$ , и $t \approx 56$ ч — больше двух суток. Для пласта в 300 мД хватило бы около 6 ч.
4
Зачем заключительное восстановление давления при испытании разведочной скважины делают примерно в полтора раза длиннее основного притока?
1. А.Потому что так требует формула радиуса исследования
2. Б.Чтобы манометр прогрелся до пластовой температуры
3. В.Чтобы уверенно продолжить запись к пластовому давлению и заметить истощение небольшого блока
4. Г.Чтобы отобрать больше проб
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Чтобы уверенно продолжить запись к пластовому давлению и заметить истощение небольшого блока
Длинное восстановление позволяет надёжно экстраполировать давление и сравнить его с начальным. Если давление восстанавливается заметно ниже начального, блок мал и замкнут — это один из главных вопросов испытания разведочной скважины.
5
Почему КВД распространена больше, чем КПД, хотя во время КВД скважина не добывает?
Жауабын көрсету
После остановки дебит известен точно — он равен нулю, а поддерживать строго постоянный дебит после пуска трудно, и его колебания искажают запись. Цена КВД — недобытая за время записи нефть; поэтому в эксплуатационных скважинах стараются использовать и вынужденные остановки, например записи датчиков погружных насосов.
6
По какому участку записи находят поровый объём замкнутой области дренирования?
1. А.По позднему: наклон прямой «давление — время» в обычных координатах при псевдоустановившемся режиме
2. Б.По первому восстановлению давления при испытании на трубах
3. В.По среднему: наклон полулогарифмической прямой
4. Г.По раннему: участок с наклоном 1 на логарифмическом графике
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. По позднему: наклон прямой «давление — время» в обычных координатах при псевдоустановившемся режиме
В псевдоустановившемся режиме давление снижается линейно во времени с темпом $qB/(c_t V_p)$ . Зная дебит, объёмный коэффициент и сжимаемость, находят $V_p$ .

Жаңартылған: 30 сентября 2026 г.