Испытатели пласта на трубах (ИПТ) широко используются при разведке и оценке запасов нефтегазовых пластов. Впервые испытание (опробование) скважин испытателем пластов на бурильной колонне было выполнено братьями Джонстон в 1927 г., а соответствующее оборудование для испытания скважин было названо испытателем пласта.

Исследование скважины испытателем пласта, спущенным на бурильных трубах в обсаженную колонной скважину, отличается от работы в необсаженном стволе, но, по существу, обеспечиваются те же самые функциональные возможности. Испытания можно выполнять и при применении каротажного кабеля, проволоки, гибких труб.

Большинство теоретических методов интерпретации кривых притока и восстановления давления, созданных отечественными и зарубежными авторами, не учитывает технологических и геологических особенностей исследования наклонных и горизонтальных скважин испытателями пластов.

Применение классических способов расчета параметров пласта для анализа результатов испытания скважин подобного типа дает искаженный результат. Обусловлено это тем, что геометрия фильтрационного потока в пласте в случае исследования наклонно-направленных и горизонтальных скважин имеет иной вид, чем для вертикальных, что в значительной мере оказывает влияние на процесс перераспределения давления в скважине и достоверность расчета гидродинамических параметров пласта.

В связи с этим разрабатываются методики определения гидродинамических параметров пластов по результатам исследования наклонно-направленных и горизонтальных скважин, что является актуальной задачей детального научно-теоретического исследования, имеющего значительную производственно-практическую направленность.

Для анализа данных испытания пластов разработаны полулогарифмические и логарифмические кривые Реми [4] для случая, когда уровень жидкости в скважине при притоке не достигает поверхности. Кривые подобного типа также получаются при проведении испытаний путем долива воды в скважину. Проведение такого испытания включает создание мгновенного изменения давления в скважине и измерение изменения давления от времени. Это давление создается либо нагнетанием определенного объема жидкости в скважину, либо откачкой жидкости из скважины. Испытания путем откачки объема жидкости из скважины являются наиболее подходящими для скважин, приток в которых не достигает поверхности или может достигнуть поверхности, но невозможен по механическим причинам. Испытание пластов с коротким периодом притока может быть рассмотрен как испытание с доливом. Типовые кривые на рисунках 1–3 являются решениями уравнения диффузии, описывающими поведение давления в скважине, в которой уровень жидкости во время испытания повышался. Рост уровня жидкости происходит из-за ее накопления в стволе скважины, реагирующей на мгновенное изменение давления в месте вскрытия пласта. Метод Реми учитывает влияние скин-эффекта. Эти кривые отличаются тем, что при построении графиков в различных координатах возможно получение более точной информации для раннего периода замера в течение всей длительности испытания, и при фиксировании – для поздней части кривой. Типовые кривые представлены как соотношение безразмерного показателя давления и безразмерной функции времени .

Анализ эталонных кривых притока аналогичен известному методу Эрлагера [1] при работе с ИПТ или данных закрытия скважины по кривым Реми [4]. Процедура анализа сводится к следующему:

 

Рис. 1. Логарифмические кривые Реми для анализа ранних данных по притоку во время испытания пласта

Рис. 2. Полулогарифмические кривые Реми для анализа ранних и поздних данных по притоку во время испытания пласта

 

Подготавливаются полулогарифмические и логарифмические графики для  и логарифмические графики для функции. Наносится график либо на кальку, либо на полулогарифмическую и логарифмическую бумагу с таким же масштабом, как и у кривых притока.

Рис. 3. Логарифмические кривые Реми для поздних данных по притоку во время испытания пласта

 

Совмещаются графики с данными испытания на подходящие типовые кривые (функций) (рис. 1–3) и находится та кривая (функция), которая наиболее совпадает с графиком фактической кривой. Рисунок 2 позволяет получить высокую точность расчета как начального, так и позднего времени замера, в то время как рисунки 1 и 3 более подходят для анализа только позднего или только начального времени испытания соответственно.

Заметим, что  и  имеют значения между 0 и 1 и не зависят от дебита скважины и свойств пласта. Следовательно, мы просто подбираем одинаковые значения   или   для теоретических кривых (функций) и фактических кривых сдвигам графиков по горизонтали друг относительно друга до совпадения соответствующих кривых. Чтобы уменьшить неоднозначность расчетов параметров, связанных с анализом кривых, рекомендуется одновременное сопоставление  или  со сравнением совпадений по всем трем графикам.

После нахождения совпадающих кривых записывается значение параметра корреляции . Значения этого параметра для обоих  и   должны совпадать.

Из наиболее полного совпадения кривых графиков выбираются наиболее подходящий и отмечается .

Вычисляется коэффициент емкости скважины с, а затем безразмерный коэффициент емкости скважины, Сб.

Рассчитывается проницаемость по значению временной точки и коэффициента емкости скважины. Оцениваются скин-фактор из параметра и безразмерный коэффициент емкости.

Кривые Реми [4] разработаны для однородных однопластовых залежей, но подобные кривые подходят для пластов с двойной пористостью, для скважин с ГРП [6] и многослойных залежей [2]. В случае данного исследования представлен анализ данных ИПТ на бурильной колонне по кривым Реми.

Таким образом, в нашей работе был разработан набор типовых кривых Реми, которые позволяют определять такие параметры, как проницаемость и скин-фактор, по данным испытания нефонтанирующих скважин.

Рецензенты:

Грачёв С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ,           г. Тюмень;

Стрекалов А.В., д.т.н., профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.