Приложение Е (обязательное). Обработка данных испытания пласта

Приложение Е
(обязательное)

Обработка данных испытания пласта

Обработка данных испытания пласта включает:

- определение характера насыщения на основе анализа глубинных проб продукции притока;

- оценку качества технологических операций по диаграммам изменения давления при испытании пласта;

- обработку диаграмм давления с целью определения гидродинамических параметров пласта.

Выходной документацией в результате обработки данных испытания является окончательное заключение по испытанному объекту с рекомендацией о дальнейших работах по углублению или эксплуатации скважины.

1.1. Типовые диаграммы скважинных манометров

1.1.1. Оценку качества технологических операций испытания пласта проводят по диаграммам изменения давления глубинных манометров, установленных в приборных патрубках компоновки ИПТ (рисунок 1.1.1):

- под нижним пакером в патрубке с отверстием в переводнике при селективном испытании;

- под фильтром в переводнике с перегородкой вне потока пластового флюида;

- в фильтре в потоке пластового флюида;

- в трубах между запорным и циркуляционным клапанами;

- в трубах выше циркуляционного клапана.

Диаграмма манометра позволяет контролировать спуско-подъем инструмента (технологические остановки, интервалы сужения ствола и др.), пакеровку нижнего пакера (достаточна ли осевая нагрузка), поглощение в пластах под нижним пакером в процессе испытания при селективном разобщении объектов.

По диаграмме манометра контролируют гидродинамическое давление в скважине, фактическое забойное давление в момент открытия впускного клапана испытателя и его изменение по циклам испытания. Диаграмма этого манометра расшифровывается для установления характера изменения забойного давления в процессе испытания и расчета основных параметров пласта.

Манометр фиксирует гидростатическое давление в конце спуска, давление в фильтре после открытия клапана ИПТ в открытые и закрытые периоды испытания. Значения забойного давления по манометру ниже соответствующих показаний по манометру на величину давления, расходуемого на преодоление трения флюида в щелях (отверстиях) фильтра. Потери давления на трение тем выше, чем интенсивнее приток жидкости из исследуемого пласта.

По диаграмме манометра контролируется герметичность клапанных систем ИПТ при спуско-подъемных операциях и в процессе испытания пласта (давления в открытые и закрытые периоды).

Манометр фиксирует герметичность труб при спуске, изменение давления в трубах в процессе притока пластовой жидкости, герметичность запорного клапана при регистрации КВД.

1.1.2. Для определения параметров пласта должны быть зарегистрированы качественные диаграммы изменения забойного давления и давления в трубах . В указанных местах компоновки ИПТ во избежание непредвиденного отказа устанавливают дублирующие манометры. С целью увеличения продолжительности хода часовых механизмов в скважинных манометрах ставят гидровключатели (МГИ) или сменные редукторы для изменения масштаба записи (МГН2).

Ниже дано разъяснение основных элементов стандартной диаграммы, зафиксированной в процессе спуска, испытания пласта и подъема ИПТ.

1.1.3. Спуск и подъем компоновки ИПТ фиксируется манометрами , , , сообщающимися со скважиной. В большинстве случаев, когда манометры обладают чувствительностью не ниже паспортной, спуск и подъем инструмента фиксируется, как показано на рисунке 1.1.1. Резкое увеличение гидродинамического давления ниже пакера при движении ИПТ вниз возникает в результате того, что жидкость не успевает проходить через уравнительные отверстия испытателя и по кольцевому зазору между скважиной и пакером. В момент навинчивания очередной свечи гидродинамическое давление под и над пакером выравнивается за 0,5-1 мин. Очевидно, чем лучше подготовлен ствол скважины для испытания и меньше диаметр пакера, тем быстрее произойдет выравнивание давлений над и под пакером.

После спуска запланированной длины инструмента проводится обычно его заполнение (участок 1-2 на рисунке 1.1.1) с целью снижения депрессии на пласт, обеспечения записи манометра с момента открытия впускного клапана, а также для предотвращения смятия колонны труб. Манометры , , при этом регистрируют постоянное давление.

Манометры и начинают фиксирование давления с момента, когда давление превысит так называемую точку страгивания. Манометрами , и регистрируется дальнейший спуск инструмента, а манометрами и - постоянное давление (участок 2-3). Остановок для частичного заполнения труб над испытателем может быть несколько. После спуска инструмента до глубины установки пакера манометры , и фиксируют гидростатическое давление. По времени это соответствует проведению работ, связанных с подготовкой к пакеровке.

1.1.4. В момент пакеровки часто фиксируется резкое увеличение забойного давления, и если не удается запакероваться с первой попытки, то таких скачков давления может быть несколько.

Манометры , и регистрируют открытие впускного клапана (точка 3). Если объект испытания содержит проницаемые разности и пласт проявляет активность, то все манометры регистрируют первую кривую притока (участок 3-4). Участок 4-5 соответствует первому закрытому периоду - сработал запорный клапан и в интервале испытания происходит восстановление пластового давления. Манометр в закрытый период фиксирует постоянное давление, так как он изолирован от пласта запорным клапаном. Участки 5-7, 7-9 соответствуют времени притока и восстановления давления второго и третьего циклов.

После завершения работ на забое производится распакеровка, которая четко фиксируется повышением давления манометрами , (точка 9), а при двухпакерной компоновке также и манометром . Манометры и не фиксируют каких-либо изменений давления с момента распакеровки, поскольку от подпакерного пространства они изолированы впускным клапаном, а манометр , кроме того, и запорным.

1.1.5. Во время подъема инструмента момент срабатывания циркуляционного клапана записывается манометром (точка 10), после чего манометр фиксирует ступенчатое падение давления, что связано с истечением жидкости из труб.

При двухпакерной компоновке ИПТ, если под нижним пакером имеется проницаемый пласт, манометр в период пакеровка-распакеровка фиксирует постоянное или плавно снижающееся давление (участок 3-9).

1.1.6. На практике записи диаграмм не всегда совпадают с представленной на рисунке 1.1.1. Для объяснения причин приводятся диаграммы одного забойного манометра или совместно с диаграммой манометра .

1.1.7. При испытании "сухого" пласта (приток из пласта полностью отсутствует) манометры и фиксируют постоянное давление после открытия приемного клапана ИПТ. Манометр в трубах над ИПТ регистрирует давление столба жидкости, предварительно залитой до испытания (рисунок 1.1.2).

Манометр под фильтром ИПТ фиксирует открытие клапана испытателя снижением давления до величины, соответствующей давлению столба жидкости внутри труб, которое до срыва пакера после закрытия клапана ИПТ остается постоянным.

1.1.8. При испытании низкопроницаемого пласта () диаграмма манометра на которой весьма низкая интенсивность нарастания давления не позволяет проводить обработку кривой притока (рисунок 1.1.3). Обработка КВД обычно не вызывает затруднений.

1.1.9. При испытании пластов средней активности () диаграмма забойного манометра регистрируется по типу, приведенному на рисунке 1.1.4.

1.1. При испытании высокопродуктивных пластов () диаграммы забойного давления и давления в трубах над ИПТ фиксируются аналогично указанным на рисунке 1.1.5.

Забойное давление снижается на величину, сопоставимую с чувствительностью манометров, но даже при такой незначительной величине депрессии на пласт высокой активности дебит притока весьма значителен, поэтому за очень короткое время (5-7 мин) трубы заполняются до устья жидкостью из пласта. В таких случаях обработка кривых притока и восстановления затрудняется, а иногда становится невозможной.

1.1.11. При испытании нефтенасыщенных пластов, вследствие снижения забойного давления ниже давления насыщения, в прискважинной зоне происходит газирование флюида. На диаграмме забойного манометра в начальный период КВД фиксируется не вертикальной, а выгнутой линией, которая затем на конечном участке принимает выпуклую форму (рисунок 1.1.6). Такие КВД могут обрабатываться, если время КВД в 1,5-2 раза больше времени притока, а на устье скважины точно зафиксировано начало и конец открытого периода испытания.

1.1.12. При испытании газонасыщенных пластов при обильном выделении газа в трубах над ИПТ образуются газовые пробки, которые выбрасывают отдельными порциями поступившую из подпакерного пространства промывочную жидкость и фильтрат. Записи давления манометров и получаются необычной формы (рисунок 1.1.7).

Подъем порции жидкости газовой пробкой характеризуется ростом давления, а после перелива ее газ стравливается и давление на забое и в трубах резко снижается. Таких колебаний давления с выбросом может быть несколько в течение времени испытания, а на КВД не фиксируется конечного пологого выпуклого участка.

1.1.13. При испытании в многоцикловом режиме пласта, если зафиксированная манометром диаграмма давления по типу соответствует диаграмме, представленной на рисунке 1.1.8, и если от цикла к циклу КВД снижена (>10%), можно сделать предварительное заключение о том, что испытана ограниченная залежь. Окончательное заключение должно быть только после обработки всей имеющейся информации.

1.1.14. При испытании массивных карбонатных отложений с селективным разобщением объектов без опоры на забой скважины можно рекомендовать за одну спуско-подъемную операцию испытать от одного до трех объектов (до первого приточного объекта) (рисунок 1.1.9).

1.1.15. При применении многосекционной колонны труб в процессе испытания глубокозалегающих пластов с притоком жидкостей различного удельного веса (буровой раствор, фильтрат и нефть) диаграммы забойного давления манометров будут соответствовать приведенным на рисунках 1.1.10 и 1.1.11.

Вытеснение жидкостей различного удельного веса в секциях труб различных диаметров на диаграмме фиксируется изменением кривизны линии притока, которая в масштабе диаграммы иногда не видна (указано стрелками), но при обработке кривой притока это обстоятельство необходимо учитывать. В противном случае не будут определены реальные параметры пласта.

1.1.16. При испытании пластов с ИПТ в эксплуатационной колонне скважин наиболее часто встречаются четыре основных типа изменения забойного давления.

Тип А - типичная диаграмма давления для пласта проницаемостью (0,2-0,5) . Кривая притока указывает на спокойный подъем давления в трубах, КВД плавно под небольшим углом выходит на асимптоту (рисунок 1.1.12, А).

Тип Б - диаграмма давления характерна для пласта с высокой призабойной закупоркой, когда при открытии впускного клапана испытателя (вызов притока) на бланке отмечается снижение давления до значения, близкого к нулю (1-2), и медленный рост давления вследствие слабого притока пластовой жидкости (2-3). После перекрытия притока запись КВД (3-4) быстро растет с последующей стабилизацией на относительно высоком уровне (рисунок 1.1.12, Б).

Тип В - диаграмма давления, характеризующая высокопроницаемый пласт, отличается интенсивным притоком, проницаемость пласта более одного дарси . Участок (1-2) не успевает снизиться до нулевой линии. Линия повышения давления от притока (участок 2-3) имеет крутой угол подъема, что свидетельствует об интенсивном поступлении жидкости в трубы (рисунок 1.1.12, В).

После закрытия впускного клапана восстановление давления быстро достигает величины, близкой к пластовому давлению.

Аналогичную диаграмму давления можно получить и после очистки призабойной зоны пласта.

Тип Г - "сухой" пласт. После открытия впускного клапана испытателя пластов манометр записал резкое падение давления от величины гидростатического столба жидкости до уровня залитого в трубы столба жидкости (участок 1-2). В процессе испытания с открытым клапаном (60-120 мин) приток отсутствует и линия давления (участок 2-3) идет параллельно нулевой линии. После закрытия запорного клапана давление остается прежним или изменяется незначительно (участок 3-4) (рисунок 1.1.12, Г).

1.2. Диаграммы давления с отклонениями от нормальной работы ИПТ

1.2.1. В процессе испытания пласта нередко фиксируются диаграммы, имеющие отклонения от типовых, которые вызывают затруднения в оценке качества проведенных работ с ИПТ на скважине. Рассмотрим некоторые варианты диаграмм давления с отклонениями от нормальной работы, которые могут быть зарегистрированы по техническим, технологическим и организационным причинам.

Плохая техническая подготовка скважинного манометра, часового механизма и его гидрозапуска часто приводит к остановке часового механизма (А), перекосу диаграммного бланка (Б), наличию нескольких нулевых линий (В), разрыву бланка острием пера (Г), искажению регистрации изменения давления на диаграмме (Д) (рисунок 1.2.1).

1.2.2. Примеры диаграмм с различной степенью негерметичности труб при испытании приведены на рисунке 1.2.2.

При полной негерметичности трубы заполнены до статического уровня, депрессия на пласт не передается. Такие диаграммы давления необходимо отбраковывать, испытание пласта следует повторить после замены негерметичных труб на новые с их опрессовкой.

1.2.3. При испытании пласта нередко оказывается негерметичной пакеровка из-за недостаточной осевой нагрузки или неудачно выбранного интервала установки пакера. Диаграммы изменения давления манометров на забое и в трубах соответствуют типу, приведенному на рис. 1.2.3.

При этом следует контролировать положение уровня жидкости в затрубном пространстве. Если уровень визуально фиксируется, то необходимо увеличить осевую нагрузку или повторной операцией установить пакер.

Если уровень на устье не прослеживается, то после повторной неудачной попытки запакероваться нужно поднять ИПТ из скважины, изменить интервал установки пакера и повторить испытание объекта.

При селективном испытании объекта диаграммы забойных манометров под нижним пакером и между пакерами при частичной или полной негерметичности нижнего пакера будут идентичны между собой с учетом глубины их установки.

1.2.4. Диаграммы забойных манометров под фильтром и в фильтре не фиксируют передачу депрессии на пласт (рисунок 1.2.4), если по каким-либо причинам не открывался впускной клапан ИПТ (не передана осевая нагрузка на испытатель, произошло заклинивание гидравлического реле и т.д.).

Манометры между ЗП и ЦК и в трубах над компоновкой фиксируют постоянное давление, равное давлению столба предварительно залитой жидкости. Забойные манометры регистрируют гидростатическое давление (см. рисунок 1.2.4, А).

1.2.5. В процессе спуска ИПТ фильтр иногда может полностью засориться (заглинизироваться), тогда, несмотря на открытие впускного клапана испытателя, не будет создана депрессия на пласт, что и фиксируется на диаграмме (см. рисунок 1.2.4, Б).

1.2.6. После открытия впускного клапана и поступления некоторого количества жидкости нередко поток выносит из пласта и с забоя песок или осадок, засоряя щели фильтра или канал (пунктирная линия на рисунке 1.2.5) испытателя, при этом давление на забое снижается на короткое время и восстанавливается до пластового (см. рисунок 1.17, А). Щели фильтра или канал испытателя иногда засоряются периодически, т.е. после резкого увеличения забойного давления канал ИПТ очищается, затем вновь забивается (см. рисунок 1.2.5, Б).

В этом случае, если получено достаточное количество пластовой жидкости и зафиксировано КВД, спуск ИПТ должен считаться технически успешным. При наличии пологого участка КВД может быть интерпретирована с целью определения параметров пласта.

1.2.7. Если впускной клапан ИПТ частично негерметичен (незначительный пропуск), установить приток пластовой жидкости можно только после подъема инструмента и опрессовки ИПТ. При этом диаграммы изменения давления в трубах , между ЗП и КЦ и на забое должны соответствовать приведенным на рисунке 1.2.6. При негерметичности клапана испытателя давление по манометру остается постоянным после закрытия запорного клапана, по манометру фиксируется подъем забойного давления во время регистрации КВД, скачок гидростатического давления во время снятия пакера с места его установки и снижение гидростатического давления при подъеме ИПТ из скважины.

1.2.8. При планировании испытания высокопродуктивных пластов должен быть установлен забойный штуцер соответствующего диаметра, чтобы зафиксировать диаграммы изменения давления, которые могут быть обработаны для определения параметров пласта (рисунок 1.2.7). В случае установки забойного штуцера малого диаметра интерпретировать КВД с целью определения параметров пласта не представляется возможным, так как значения забойного давления близки к пластовому.

1.3. Возможные способы устранения отклонения от нормальной работы ИПТ

1.3.1. При спуске компоновки ИПТ появляются "посадки" инструмента.

Причина - наличие осложненных интервалов в виде желобов, уступов и сужений в стволе скважины.

Рекомендации: в осложненном интервале спуск ИПТ следует проводить на пониженной скорости, остановка инструмента в разгруженном положении не должна превышать более 30 с, разгрузка инструмента при посадках - не более 50 кН по индикатору веса.

1.3.2. Нет вытеснения промывочной жидкости из скважины во время спуска ИПТ, при этом из полости труб начинается движение воздуха.

Причина - негерметичная колонна труб, открыт циркуляционный клапан.

Рекомендации: необходимо прекратить спуск ИПТ, произвести подъем инструмента до выявления места негерметичности. Заменить непригодную трубу в компоновке или циркуляционный клапан, а затем продолжить спуск ИПТ.

1.3.3. Уровень промывочной жидкости в затрубном пространстве резко падает при открытии впускного клапана испытателя пластов, из полости труб интенсивно вытесняется воздух.

Причина - негерметичная пакеровка, пакер установлен в каверне.

Рекомендации: поднять инструмент на несколько метров, долить скважину до устья, установить пакер, изменив место установки в пределах заданной площадки.

1.3.4. Якорь не переводится из транспортного положения в рабочее при установке пакера на заданной глубине скважины.

Причина - якорь в каверне, неточность в подсчете длины колонны труб и глубины установки пакера.

Рекомендации: сменить место установки якоря в пределах заданной площадки и повторить операцию пакерования.

1.3.5. После установки пакера отсутствует "сигнал" на индикаторе веса об открытии испытателя пластов и нет движения воздуха из полости труб.

Причина - нагрузка на испытатель недостаточна, проходной канал одного из узлов испытателя пластов забит шламом.

Рекомендации: колонну труб повернуть ротором вправо на 2-3 оборота и разгрузить на несколько делений по индикатору веса.

1.3.6. Приток пластовой жидкости на устье скважины по движению воздуха из труб не наблюдается, "сигнал" об открытии испытателя пластов на индикаторе веса зафиксирован.

Причина - забиты шламом впускной клапан испытателя пластов, проходные каналы в узлах, расположенных выше испытателя пластов, возможно пласт не является коллектором.

Рекомендации: приподнять колонну труб на несколько метров, снять пакер и повторно установить его в том же интервале, следить за открытием испытателя пластов по индикатору веса. Повторный "сигнал" об открытии испытателя пластов свидетельствует о том, что испытательное оборудование технически исправно, а исследуемый пласт "сухой". Отсутствие "сигнала" свидетельствует, что проходные каналы испытателя пластов или других узлов компоновки забиты шламом. В последнем случае испытание прекратить, поднять инструмент, проверить техническое состояние узлов ИПТ и выяснить причину отказа оборудования. Испытание объекта повторить.

1.3.7. После испытания объекта имеются "затяжки" инструмента при снятии пакера, отсутствует "свободный ход" колонны труб (величина хода на сжатие и растяжение испытателя пластов, ЗП, раздвижного механизма не учитывается).

Возможные причины:

1) испытатель пластов не растягивается вследствие заклинивания поршня гидравлического реле, уравнительный клапан в этом случае остается закрытым и давление под пакером сохраняется равным давлению столба жидкости в колонне труб, но значительно ниже давления в кольцевом пространстве над пакером;

2) забит шламом проходной канал в пробоотборнике ПИГ-4-127, ПИГЗМ-146, обеспечивающий переток жидкости из надпакерного пространства под пакер при подъеме колонны труб;

3) прихвачен пакер или хвостовик.

Рекомендации:

1) для подъема колонны труб и компоновки ИПТ в первом и втором случаях необходимо обеспечить передачу давления под пакер путем заполнения колонны труб буровым раствором при закрытом циркуляционном клапане, после чего создать нагрузку на пакер и открыть испытатель пластов. После выдержки во времени для выравнивания давления под пакером и в надпакерном пространстве произвести распакеровку и поднять инструмент. Инструмент поднимать на пониженной скорости во избежание эффекта поршневания под пакером.

2) в случае прихвата пакера или хвостовика необходимо провести расхаживание инструмента до срабатывания гидравлического ясса с превышением до 15% веса колонны труб на подъемном крюке. Если расхаживание инструмента гидравлическим яссом не дает положительных результатов, авария ликвидируется под руководством мастера по сложным работам по специальному плану.

1.3.8. Циркуляционный клапан не срабатывает, при давлении, превышающем расчетное.

Причина - неверно подобрана по давлению срезная шпилька клапана.

Рекомендации: необходимо отвернуть устьевую головку на колонне труб и в полость труб опустить медный штокгруз для привода в действие циркуляционного клапана ударного действия.

1.3.9. После испытания пласта при подъеме выделяется газ из полости труб. В этом случае подъем инструмента прекратить, срезать шпильку циркуляционного клапана и обратной циркуляцией вытеснить пластовый флюид через устьевую головку в амбар или емкость, а затем продолжить подъем труб.

2. Расчет гидродинамических параметров пласта

Испытания перспективных объектов в процессе бурения или эксплуатации скважин, в основном, проводятся на неустановившихся режимах отбора пластовой жидкости, поэтому забойные давления и расчетные дебиты являются переменными величинами. Для обработки зафиксированных диаграмм изменения давления на забое и в трубах над ИПТ применяются сложные методики и формулы, расчет по которым рационален в камеральных условиях с применением ПЭВМ.

В полевых условиях для оперативной обработки полученной при испытании информации рекомендуются экспресс-методы определения параметров пласта по КП и КВД.

Так как кривые притока, пригодные для определения параметров пласта, регистрируются крайне редко, основная информация о гидродинамических параметрах пласта формируется при обработке диаграмм КВД.

2.1. Экспресс-методы обработки КВД

2.1.1. В промысловой практике при одноцикловом режиме испытания пласта кривая восстановления давления с удовлетворительной точностью обрабатывается по методу Д.Р. Хорнера. Расчетная формула имеет вид

, (2.1.1)

где P(t) - текущее значение забойного давления, фиксируемое на КВД, МПа;

- средний дебит до остановки скважины, ;

- гидропроводность удаленной зоны пласта, ;

T - время притока, с;

t - текущее время восстановления давления, с.

2.1.2. Экспресс-метод заключается в нанесении снятых с диаграммы КВД значений забойного давления на график, построенный в полулогарифмических координатах: ln(T + t) / t; P(t), по которому рассчитывают величину пластового давления и гидропроводность удаленной зоны пласта (рисунок 2.1.1).

2.1.3. Для удобства и быстрого построения графика обработки КВД необходимо пользоваться палетками с различными интервалами (шагами) расшифровки по времени забойного давления (пример приведен на рисунке 2.1.2).

Палетки рассчитаны и построены для значений интервала ; 0,2T, 0,4T и 1,0T для следующих граничных условий:

; ; .

На палетках пунктирными линиями нанесены абсциссы, соответствующие значениям

или ln (1 / En + 1) = 0,1,

где E = 0,1; 0,2; 0,4; 1,0 (масштаб интервала расшифровки),

n - номера точек расшифровки.

2.1.4. Для определения и с удовлетворительной точностью при малом объеме вычислений необходимо выбрать такой шаг расшифровки , чтобы на графике были зафиксированы 12-15 точек текущего забойного давления . После построения на соответствующей палетке значения по последним (не менее 5) точкам нужно провести прямую линию до пересечения с осью ординат. Точка пересечения линии на ординате есть величина .

Гидропроводность рассчитывается по выражению

, (2.1.2)

где i - тангенс угла наклона расчетной прямой линии для значений

или

где и - величина давления, фиксируемая на пересечении расчетной прямой с абсциссой ln (T + t) / t = 0,1 и 1,0 (пунктирные линии на палетке).

Средний дебит во время притока вычисляется по формуле

, (2.1.3)

где - средний дебит за время притока, ;

- уровень жидкости в трубах в конце притока, м;

- уровень жидкости в трубах в начале притока, м;

v - объем внутреннего пространства одного погонного метра труб, ;

T - время притока, с.

Средний дебит можно вычислить, используя КП манометра, установленного в трубах над ИПТ,

, (2.1.4)

где - средний дебит, ;

и - значения давления в трубах над ИПТ в начале и в конце притока, ;

- внутреннее сечение труб, ;

- удельный вес жидкости притока, ;

T - время притока, с.

Пример. Время притока T = 900 с; время восстановления t = 2200 с; средний дебит .

Если выбрать шаг расшифровки 0,1T = 90 с, на КВД будет зарегистрировано 24 точки, а если 0,2T, то всего 12 точек. Практика показывает, что фиксирование на КВД 12-15 точек вполне достаточно для обработки с удовлетворительной точностью.

Составим таблицу расшифровки (таблица 2.1)

Таблица 2.1

N точки		P, МПа	N точки		P, МПа	N точки		P, МПа
1	180	15,2	5	900	18,4	9	1620	18,9
2	360	16,2	6	1080	18,6	10	1800	19,0
3	540	17,4	7	1260	18,7	11	1980	19,1
4	720	18,1	8	1440	18,8	12	2160	19,2

На палетку (шаг 0,2T) накладывается и закрепляется лист кальки, выбирается удобный масштаб по оси P(t), значения P(t) фиксируются на линии, соответствующей номеру расшифровываемой точки (см. рисунок 2.1.2).

По последним точкам (ближе к оси ординат) проводится прямая до пересечения с осью ординат, что даст величину пластового давления МПа, а также с пунктирной линией, которая соответствует значению

ln (T + t) / t = 1.

Получим МПа.

Определяем величину гидропроводности

.

Подставляя известные значения, получим

.

На некоторых палетках пунктирная линия соответствует значению логарифма, равному 0,1, тогда величина гидропроводности рассчитывается

.

2.1.5. В полевых условиях рекомендуется применять экспресс-метод обработки КВД по двум точкам давления, выбранным на относительно пологом (конечном) участке КВД.

На КВД фиксируются две точки и .

Время и , отсчитываемое от конца притока, должно быть равно 0,1T; 0,2T; ... 3,0T и т.д., то есть выбирается кратно значениям времени притока.

Давление и по величине должно иметь разность не менее 1,5-2,0 мм, которые с помощью тарировочной таблицы забойного манометра переводятся в МПа.

Пластовое давление рассчитывается по формуле

, (2.1.5)

где и - коэффициенты, соответствующие значениям ln (T + t) / t для времени и , рассчитаны и сведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

0,1T	2,3979	1,6T	0,4855	5T	0,1823
0,2T	1,7918	1,7T	0,4626	6T	0,1541
0,3T	1,4663	1,8T	0,4418	7T	0,1335
0,4T	1,2528	1,9T	0,4229	8T	0,1178
0,5T	1,0986	2,0T	0,4054	9T	0,1054
0,6T	0,9808	2,2T	0,3737	10T	0,0953
0,7T	0,8873	2,4T	0,3483	11T	0,0870
0,8T	0,8109	2,6T	0,3254	12T	0,0800
0,9T	0,7472	2,8T	0,3054	13T	0,0741
1,0T	0,6931	3,0T	0,2877	14T	0,0690
1,1T	0,6466	3,2T	0,2719	15T	0,0650
1,2T	0,6961	3,4T	0,2578	16T	0,0610
1,3T	0,5705	3,6T	0,2451	17T	0,0571
1,4T	0,5390	3,8T	0,2336	18T	0,0541
1,5T	0,5108	4,0T	0,2231	19T	0,0513

Гидропроводность вычисляется по формуле

, (2.1.6)

где z - коэффициент, зависящий от размерности среднего дебита (таблица 2.3).

Таблица 2.3

Размерность среднего дебита		л/с	л/мин
Коэффициент z	0,0796	79,6	1,326	1326	22,1	0,92

Для количественной оценки гидропроводности удаленной зоны пласта предложена номограмма (рисунок 2.1.3), в которой реализовано определение по формуле (2.1.6).

Пример. Исходные данные: T = 60 мин; диаметр бурильных труб - 114 мм; поднято 300 м жидкости; P = 20 МПа.

Последовательность операций:

1) определяем время до точки M на КВД, которое выражаем через время T по шкале , например, ;

2) от точки t переходим к диаметру бурильных труб 114 мм;

3) проводим линию параллельно ординате до пересечения с T = 60 мин;

4) проводим линию параллельно абсциссе до пересечения с линией высот пластовой жидкости L = 300 м, поступившей в трубы над ИПТ за время притока T;

5) переходим к точке, выражающей разность пластового давления и забойного давления в точке времени :

МПа;

6) определяем гидропроводность :

Для определения среднего дебита предлагается палетка (рисунок 2.1.4), по которой

1) определяем по шкале L высоту бурильных труб над ИПТ, заполненных пластовой жидкостью в период притока (в примере L = 300 м);

2) проводим линию параллельно оси абсцисс до пересечения с линией заданных диаметров бурильных труб (d = 114 мм);

3) параллельно ординате переходим к точке, определяющей время притока (T = 60 мин);

4) проводим линию параллельно абсциссе до пересечения с осью и находим искомое значение

и

2.2. Экспресс-методы обработки кривых притока КП

2.2.1. Исходной формулой для разработки палеток является выражение депрессии для установившегося режима фильтрации

, (2.2.1)

где - депрессия, МПа;

- дебит пластовой жидкости, ;

- пьезопроводность, ;

- радиус скважины, см.

Заменив на и введя поправочный коэффициент B(t), учитывающий время притока и характер накопления жидкости, получим формулу для определения гидропроводности

, (2.2.2)

2.2.2. Палетки для определения гидропроводности призабойной зоны построены с учетом различных условий испытания: для применения бурильных труб над ИПТ диаметром 114-127 мм и для насосно-компрессорных труб (рисунки 2.2.1 и 2.2.2).

Палетки построены для времени притока T = 2,5; 5; 10; 30; 60; 120 мин.

Если действительное значение T не равно перечисленным, необходимо пользоваться палеткой для ближайшего значения; например, при T = 50 мин следует использовать палетку для T = 60 мин.

Пример. T = 12 мин; мм; ; МПа; МПа; H= 10 м (толщина пласта); рассчитано по КВД или оценено по глубине залегания исследуемого интервала. Определяем МПа, .

На палетке (см. рисунок 2.2.1) для T = 10 мин, H = 10 м проводим вправо линию до пересечения с перпендикуляром для значения 50 , точка пересечения дает значение гидропроводности .

2.2.3. Палетки, приведенные на рисунках 2.2.3 и 2.2.4, являются вспомогательными и учитывают упругое расширение пластовой жидкости, поступающей в трубы над ИПТ, когда глубокая скважина заполнена буровым раствором и технической водой, а также объемы 1 пог. м полости бурильных труб, обсадных колонн и кольцевого затрубного пространства (таблицы 2.4-2.6).

Пример. Глубина испытания H = 4000 м, интервал испытания h = 50 м, удельный вес бурового раствора , бурильные трубы мм, диаметр скважины 190 мм.

Определяем: H h / 1000 = 4000.50 / 1000 = 200 (см. рисунки 2.2.3 и 2.2.4) и на пересечении линии 114-190 находим точку, абсцисса которой определяет длину труб, заполненных за счет упругого расширения бурового раствора из интервала испытания L = 11 м.

Таблица 2.4

Наружный диаметр труб, мм	Объем 1 пог. м кольцевого пространства между диаметром скважины и бур. трубами, , при диаметре скважины
	190 мм	214 мм	243 мм	269 мм	295 мм
УБТ 203	-	-	14	24,5	36
178	3,4	11,1	21,5	31,9	43,4
146	11,6	19,2	29,6	40,1	51,6
СБТ 168	6,2	13,8	24,2	34,6	46,2
140	12,9	20,6	31,1	41,4	52,9
127	15,5	23,1	33,5	44,0	55,5
114	18,1	25,7	36,1	46,5	58,1
102	20,2	21,8	38,3	48,7	60,2

Таблица 2.5

Наружный диаметр труб, мм	Толщина стенки труб, м	Объем 1 пог. м внутритрубного пространства бурильных труб,
Утяжеленные бурильные трубы
203	51,5	7,9
178	44	6,4
146	36	4,3
Стальные бурильные трубы
168	9	17,7
168	10	17,3
140	8	12,0
140	9	11,6
140	10	11,3
127	7	10,0
127	8	9,7
127	9	9,4
127	10	9,0
114	7	7,8
114	8	7,6
114	9	7,3
114	10	7,0
114	11	6,7
102	7	6,0
102	8	5,8
102	9	5,5
102	10	5,2

Таблица 2.6

Диаметр обсадной трубы, мм	Толщина стенки труб, мм	Объем 1 пог. м внутритрубного пространства обсадных труб,
168	8	18,2
168	9	17,7
168	10	17,3
168	11	16,8
168	12	16,3
146	7	13,7
146	8	13,3
146	9	12,9
146	10	12,5
146	11	12,1
140	7	12,4
140	8	12,0
140	9	11,6
140	10	11,4
140	11	11,0
127	7	10,0
127	8	9,7
127	9	9,3
114	7	7,9
114	8	7,6
114	9	7,3

                                                         УТВЕРЖДАЮ

                                                       Главный геолог

                                                    Производителя работ

                                                   ______________________

                                                  "___" __________ 200 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
по результатам обработки данных исследования скважин ИПТ

    Скважина

    Площадь

    Категория скважины            Интервал испытания                    м

    Состояние скважины

    Время после вскрытия пласта сут              Номер спуска

    Диаметр скв. в инт. испыт. 216.00 мм         Дата испытания

    Внутренний диаметр труб 108.00 мм            Тип испытателя

    Возраст пород                                Нач. отряда

    Литология                                    Нач. партии

	1 цикл	2 цикл	3 цикл
Продолжительность притока, мин	5,5	89,5
Продолжительность восстановления давления, мин	59,5	31,5

ТАБЛИЦА ВЫСОТ И ПЛОТНОСТЕЙ ЖИДКОСТЕЙ

Жидкость	Высота, м	Плотность,
Долитая в трубы	100	1.00
Поднятая нефть
Поднятая пласт. вода
Поднятая смесь	460	1.00
Поднятый фильтрат
Поднятый буровой раствор

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПО ЦИКЛАМ

Параметр	Ед. изм.	Цикл 1	Цикл 2	Цикл 3
Пласт. давление по КВД	МПа	10,758	10,661
Пласт. давление по притоку	МПа	10,758	10,661
Коэфф. гидропроводности
- удаленной зоны (по КВД)		11,60	9,85
- призабойной зоны (по притоку)		8,43	8,12
- призабойной зоны (по высотам)		7,52	9,95
Средний фактический дебит		100,74	56,38
Сред. депрессия на притоке	МПа	8,596	6,305

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

Параметр	Ед. измер.	Значение	Абсол. погр.	Отн. погр. %
Пластовое давление	МПа	10,724	1,44	1,35
Коэфф. гидропроводности
- удаленной зоны		10,99	1,06	9,64
- призабойной зоны		8,13
Коэфф. призаб. закупорки		1,35
Коэфф. продукт. пласта
- ожидаемый	МПа	5,7
- потенциальный	МПа	7,7
- при данном испытании	МПа	9,4
Дебит
- ожидаемый		36,54
- потенциальный		49,37
- при данном испытании		60,33
Средняя депрессия за испытание	МПа	6,438

ПРИМЕЧАНИЕ

Ожидаемый коэффициент продуктивности и дебит подсчитаны по гидропроводности ближней зоны на 10 суток эксплуатации.

Потенциальный коэффициент продуктивности подсчитан по гидропроводности удаленной зоны.

Дебит ожидаемый и потенциальный подсчитаны для средней депрессии.

Дебит при испытании - средний дебит за все открытые периоды испытания.

Методика обработки БашГосУниверситета

Состав использованных данных	1 цикл	2 цикл	3 цикл
Кривая притока по верхнему манометру	+	+
Кривая притока по нижнему манометру	+	+
КВД по нижнему манометру	+	+

Инженер-интерпретатор

Дата обработки