Основні форми індикаторних ліній та причини їх викривлення

Прямі індикаторні лінії припливу рідини до видобувних свердловин можуть бути отримані при збереженні наступних умов:

1. В однопластовому, недеформованому продуктивному пласті має місце стаціонарна фільтрація однорідной нестисливої ньютонівської рідини за лінійним законом фільтрації.

2. В продуктивному розрізі свердловин, об¢ єднаному єдиною системою перфораційних каналів, відсутні нафтонасичені пропластки з різними пластовими тисками, різними колекторськими властивостями та з незначним ступенем їх взаємодії.

3. Режим роботи свердловин на кожному етапі їх досліджень залишається усталеним.

Мінімально необхідний час стабілізації режиму роботи свердловини або час перерозподілу пластового тиску в районі досліджуваної свердловини під час її дослідження методом усталених режимів може бути різним і його встановлення є важливим, як з точки зору отримання достовірних значень результатів досліджень, так і з метою зменшення витрат на їх проведення. Особливо це стосується розвідувальних свердловин, при дослідженні яких можуть втрачатись значні об¢ єми нафти і газу внаслідок відсутності стаціонарних установок виміру дебіту свердловин, сепараційних установок та відсутності можливості подачі продукції свердловин на установки їх підготовки.

Теоретично час стабілізації кожного нового режиму роботи свердловини може коливатись в межах від 1 ÷ 2 до 10 ÷ 15 діб. Практика дослідження нафтових свердловин показує, що при порушенні усталених режимів роботи свердловин помилка у визначенні коефіцієнта продуктивності може досягати 30%. З іншої сторони, новий усталений режим роботи свердловин, які розкрили продуктивний пласт товщиною 10-20 м з п¢ єзопровідністю не менше 10 м²/с, повинен встановлюватись через 10-15 годин. В промисловій практиці досліджень свердловин рекомендується на кожному новому режимі досліджень проводити кілька послідовних вимірів значень їх дебіту.

Режим роботи вважається усталеним, якщо два таких послідовних виміри відрізняються не більше, ніж на 5%.

Якщо умови фільтрації рідини до свердловини, наведені вище, не витримуються, то форми індикаторних ліній, отримані в результаті їх дослідження, будуть найрізноманітнішими і, як правило, нелінійними (рис.2.2).

Q

3 1

2

D P

Рис. 2.2 – Основні форми індикаторних ліній припливу рідини до свердловини.

Основними причинами відхилень індикаторних ліній від лінійної їх форми являються:

1. Порушення лінійного закону фільтрації рідини.

Теоретично таке порушення може проявлятись при досягненні певної критичної швидкості фільтрації рідини в пласті, тобто при досягненні певного критичного дебіту свердловини та відповідної депресії на пласт. Існують значні суперечності щодо причин порушення лінійного закону фільтрації однорідної рідини. З однієї сторони, розрахунки за формулами підземної гідрогазомеханіки свідчать, що в більшості випадків відчутний вплив інерційних втрат тиску та їх вплив на форму індикаторних ліній повинен спостерігатись при дебітах свердловин (сотні м³/добу). З іншого боку промислові дослідження свердловин на деяких родовищах підтверджують наявність значних інерційних складових загального перепаду тиску, що витрачається на фільтрацію рідини до свердловини. Так, наприклад, існують дані, що якщо до кислотної обробки свердловин індикаторна лінія є опуклою до осі дебітів (лінія 1, рис. 2.2), то після її проведення повторні дослідження фіксують її пряму форму, тобто викривлення індикаторних ліній в цьому випадку неможливо

пояснити іншими причинами, крім прояву інерційних сил (наприклад, деформаціями порово-тріщинного колектора).

2. Фільтрація в пласті газованої рідини.

При фільтрації багатофазних систем (нафта + вода + газ) проявляються ефекти зміни їх фазових проникностей, що і спричиняє відхилення індикаторної лінії припливу рідини до осі D P (лінія 2, рис. 2.2).

3. Наявність в під¢ єднаному до інтервалу перфорації свердловини кількох нафтонасиченних пропластків різної геолого-фізичної будови, приплив рідини з яких значною мірою залежить від величини вибійного тиску свердловини і може змінюватися найрізноманітнішим чином, в тому числі, і у вигляді кривої 3, (рис. 2.2).

4. Фільтрація в пласті високов¢ язкої (неньютонівської) нафти, при якій спостерігається явище необхідності додаткового перепаду тиску або тиску зсуву для її здійснення (крива 4, рис. 2.2).

Деформація порово-тріщинних колекторів при зміні пластових тисків може теж накладати значні відхилення до форм індикаторних ліній. В деяких випадках підвищення депресії на пласт, тобто зменшення тиску в привибійній зоні пласта, може приводити до зменшення дебіту свердловин в зв¢ язку із зменшенням розкриття тріщин. В цьому випадку форма індикаторних ліній набуває різноманітного характеру, в тому числі стає випуклою до осі дебітів.