8.2.1 Исследования методами установившихся и неустановившихся отборов
Для определения коэффициентов приемистости скважин проводят исследования методами установившихся и неустановившихся отборов.
Коэффициенты продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин характеризуют изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления, выражаемые, соответственно, в т/сут./0,1МПа и м3/сут./0,1МПа.
1)Метод установившихся отборов основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке. По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины.
2)Метод неустановившихся отборов основан на снятии кривой восстановления давления (КВД) в фонтанных или кривой восстановления уровня (КВУ) в механизированных скважинах. Для снятия КВД в действующую скважину спускают манометр и фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, а манометр оставляют в скважине с использованием специальных часов с 10-суточными заводом. Манометры регистрируют выполаживающуюКВД от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательных скважинах показан на рисунке 1. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.
Рисунок 8 Кривая восстановления давления в остановленной скважине: а) добывающей; б) нагнетательной
8.2.2. Исследование методом фильтрационных волн давления
Метод ФВД предпочтительнее, чем методики, основанные на создании в пласте единичного возмущения. К его преимуществам относятся:
возможность отделения случайных возмущений, накладывающихся на сигнал реагирования;
использование в расчетных формулах для получения гидродинамических параметров пластов только величин, измеренных в ходе исследования;
повышенная информативность, точность и лучшая воспроизводимость полученных результатов.
8.2.3.Контроль температурного режима залежей
В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизические, термохимические методы) происходит изменение теплового режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за отклонениями пластовой температуры в интервалах продуктивной части разреза скважин от природных геотерм. Температурные замеры в скважинах используются также для изучения работы фонда скважин [5]. При разработке нефтяных месторождений с заводнением комплекс температурных исследований предусматривает:
контроль за температурой нагнетаемой в пласты воды;
наблюдение за изменением геотермических условий продуктивных горизонтов;
наблюдение за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.
Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу нагнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверхности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для нагнетания в пласт воды из поверхности источников подвержена сезонным изменениям.
Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью проводят температурные измерения в длительно простаивающих, специально пробуренных контрольных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надежные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получаемых данных такие же, как и при изучении естественного теплового фона [15].