Исследование скважин по квд москва «наука» 1998 ббк6530413 Ш15

Цель промысловых гидродинамических исследова­ний скважин заключается в определении наличия и степени проявления аномальных, неньютоновских свойств нефти в пластовых условиях в процессе разработки конкретного нефтяного месторождения [4, 5, 9, 13, 14, 27, 34, 37, 38, 60, 63,64,66, 110, 111].

Гидродинамическая теория промысловых методов исследования скважин и пластов для аномальных нефтей, характеризующаяся наличием предельного градиента давле­ния, разработанная под руководством А.Х. Мирзаджанзаде, предусматривает необходимость получения (снятия) так называемых «двухсторонних» кривых восстановления (па­дения) давления (ДКВД) и получения «двухсторонних» ин­дикаторных диаграмм (ДИД) при установившихся отборах и закачках (рис. 6.1) [38].

Несовпадение конечных участков ДКВД (см. рис. 6.1) и отсечение на оси ординат графиком ДИД величины ДРо (статической депрессии) является доказательством и

критерием для отнесения исследуемой нефти к разряду неньютоновских, характеризующихся предельным градиен­том, которому соответствует статическая депрессия. Здесь же вводится понятие нижне- и верхнепредельных статических забойных давлений Р„„р и Р„„р, которые связаны с истин­ным пластовым давлением соотношениями (см. рис. 6.1):

Рис. 6.1. Двухсторонние кривые восстановления (падения) давления скв. 7707 Арланского месторождения 1,2-КВД;3,4,5,6-КПД

Рис. 6.2. Кривые зависимости скорости фильтрации от градиента давления / - закон Дарси; 3 - нелинейный закон с предельным градиентом; 2 - S-образная реологическая линия

Приведенная методика справедлива для модели неньютоновской нефти с предельным градиентом дав­ления. Нефти некоторых месторождений Башкирии, по данным лабораторных реологических исследований, так­же являются неньютоновскими аномальными нефтями, характеризующимися изменением эффективной вязкости нефти в зависимости от градиентов давления за счет про­явления структурно-механических свойств [14, 34, 64].

Фильтрация таких аномальных (например, арланских) нефтей происходит с отклонением от линей­ного закона фильтрации Дарси [61] (рис. 6.2, кривая 2). В качестве первого приближения описания нелинейного закона фильтрации подобных нефтей может быть принята асимптоматическая модель течения с предельным (начальным) градиентом давления [3, 14, 38].

Задача заключается в изучении влияния аномаль­но-вязкостных свойств нефти на фильтрационные харак­теристики пласта, найденные по результатам промысло­вых гидродинамических исследований скважин.

Изучение влияния аномально-вязкостных свойств нефти на фильтрационные характеристики пласта, т.е. на коэффициент гидропроводности, сводится к получению за­висимости гидропроводности ближайшей и удаленной зон пласта от дебита или перепада давления на основании об­работки серии промысловых КВД.

Рассмотрим зонально-неоднородный пласт, неодно­родность которого (по параметрам пласта) обусловлена раз­личиями вязкости аномальной неньютоновской нефти с частично и полностью разрушенной структурой ^ и вяз­костью нефти с неразрушенной структурой р,д (рис. 6.3). Для упрощения рассмотрим случай наличия двух зон. Раз­личия в вязкостях зон будут сказываться и на различии в гидропроводностях е и пьезопроводностях эе .

Вопросами влияния зональной неоднородности пласта по фильтрационным характеристикам на изменение давления в скважине (КВД) и определением по этим КВД параметров неоднородного пласта занимались многие ис­следователи. Так, в [3, 9, 40] дается в изображениях по Ла­пласу точное решение задачи о восстановлении давления в скважине конечного радиуса в зонально-неоднородном пла­сте. Авторами показано, что размеры зоны неоднородности пласта характеризуются наличием и протяженностью пря­молинейных участков графиков КВД.

В [40] приводится точное решение этой задачи [3,9] в оригиналах. Исходя из [40], предположим, что скважина радиуса г, перед началом исследования проработала достаточно долго с установившимся дебитом q, тогда рас­пределение давления по пласту можно считать установим-шимся. Пласт бесконечной постоянной мощности h=const. Вокруг скважины имеется кольцевая зона радиуса R с ко­эффициентами ei и a;i, а вне кольцевой зоны - е^ и æ^ Со­седние скважины до начала и в процессе исследования ра­ботают с постоянными дебитами.

В момент времени t = 0 скважина мгновенно закры­вается на забое, и тогда изменение давления на забое сква­жины (КВД) можно выразить формулой [40]:

В [70] приведена оценка точности приближенного решения (6.2) путем сопоставления с точным решением [3, 9] и показано, что приближенное и точное решения совпадают, начиная с практически малых моментов времени (t>1000 с), поэтому при анализе и обработке КВД можно пользоваться формулой (6.2).

Анализ формулы (6.2) показал, что для малых момен­тов времени второе и третье слагаемые стремятся к нулю, а первое слагаемое дает решение для однородного пласта:

уклон второго участка - гидропроводностью более удаленной зоны пласта (kh/м2 - м2 ⁼ м_неразр - вязкостью нефти с неразрушенной структурой в случае фильтрации аномально-вязкой нефти с предельным градиентом).

В случае однородного пласта (по проницаемости k и толщине h) эти два значения гидропроводности должны от­личаться друг от друга в число раз, кратному различию вязкостей нефти с разрушенной и неразрушенной структу­рой, т.е. до 7-8 раз для аномальных нефтей Башкирии [14].

При фильтрации аномально-вязкой нефти, работе скважин с увеличением дебитов q во времени радиус услов­ных неоднородных зон пласта R, где фильтруется нефть с разрушенной структурой, станет расти. Это будет прояв­ляться на серии КВД в полулогарифмических координатах смещением времени t_m - излома прямолинейных графиков. Так, при росте q время t_m последующего графика КВД будет смещаться вправо (рост R) и наоборот.

Если же зональная неоднородность пласта не связана с аномально-вязкостными свойствами нефти или другими факторами, зависящими от режимов работы скважины, а неоднородность пласта обусловлена, например, коллекторскими свойствами (выклиниванием или замещением кол­лекторов, литологией и др.), то величина R и параметры пласта не должны зависеть от q и t должны быть постоян­ными, время же t_m, излома прямолинейных графиков на се­рии КВД (при давлениях выше давления насыщения) тоже должно быть величиной постоянной. В этом случае не должно наблюдаться смещения величины t_m на серии КВД.

Таким образом, на основе вышеизложенных исход­ных физических предположений и анализа теоретических исследований, методически представляется возможной оценка проявления неньютоновских свойств нефти и их влияния на фильтрационные характеристики пласта по ре­зультатам обработки серии качественных КВД [34, 64, 111].

Диагностическим признаком (ДП) проявления ано­мально-вязкостных свойств нефти с предельным градиен­том являются наличие двух прямолинейных участков КВД в полу-log координатах и изменение положения времени точ­ки перелома графиков t„, (т.е. изменение положения ве­личины R - радиуса границы условных зон неоднородности фильтрации нефти с разрушенной и неразрушенной струк­турой) в зависимости от изменения дебита скважины, с ко­торым она работала перед снятием серии КВД. Так, с уменьшением q должно наблюдаться передвижение точки t,„ влево (т.е. уменьшение 1щ ), уменьшение R и - наоборот.

6.2. Техника и технология ГДИС аномальных нефтей. Выбор скважин, оборудование и приборы

Предлагаемая методика исследований скважин за­ключается в получении серии качественных промысловых КВД при определенных условиях. Как известно, на характер КВД оказывает влияние ряд факторов:

1) характер границ пласта, т.е. пласт бесконечный, откры­тый или закрытый;

2) неоднородность пласта по коллекторским свойствам (слоистая неоднородность, изменение проницаемости призабойной зоны, наличие скин-эффекта);

3) зависимость коллекторских свойств пласта и свойств пластовой жидкости (проницаемости, вязкости, коэффициентов сжимаемости, эффективной мощности) от дав­ления;

4) нарушение линейного закона фильтрации Дарси в раз­личных зонах пласта;

5) влияние предшествовавшего режима работы скважины и работы соседних скважин;

6) характер притока (оттока) жидкости в скважину после ее закрытия на устье;

7) гидродинамическое несовершенство скважины и гео­метрия потока в призабойной зоне;

8) влияние процессов в стволе скважины (сегрегация газа, температурные и другие эффекты);

9) наличие нескольких фаз в продукции скважины (вода, газ, нефть);

10) инерционность потока вблизи стенок скважины;

11) для более уверенного определения степени проявления аномальных свойств нефти по результатам обработки серии КВД необходимо свести до минимума влияние побочных факторов.

Влияние ряда побочных факторов может быть уст­ранено специальным подбором скважины для проведения исследования. При этом необходимо исходить из следую­щих требований:

1. Высокодебитная эксплуатационная скважина должна обеспечивать изменение режима работы в широком ин­тервале дебитов с целью получения большого числа ре­жимов серии КВД и точек на индикаторных диаграммах при забойных давлениях выше давления насыщения.

2. Скважина должна находиться не вблизи линии нагнета­ния, она безводная, наличие воды может сказаться на реологических свойствах смеси.

3. Так как продуктивный пласт достаточно однороден и сложен монолитным песчаником, то изменение эффективной мощности пласта при различных градиентах дав­ления в процессе исследований в этом случае будет наи­меньшим.

4. Способ эксплуатации скважины - фонтанный или наи­более распространенный - глубинно-насосный. Учиты­вать близость замерной емкости от устья скважины, на­личие отдельного сборного коллектора, хорошее состоя­ние дороги к скважине.

Для устранения влияния на КВД таких факторов, как приток жидкости в скважину после остановки, другие процессы в стволе скважины, необходимо использовать специальное оборудование, позволяющее закрывать сква­жину непосредственно на забое. С этой целью для проведе­ния исследования предлагается использовать пакер и специ­альный забойный отсекатель [47]. Учитывая большую про­должительность исследований, сложность замеров забой­ных давлений через затрубное пространство, особенно в ис­кривленных скважинах (такие скважины являются преобла­дающими), необходимость длительного использования спе­циальных промысловых передвижных лабораторий и стан­ций (АПЭЛ-66, АИСТ-70 и др.), рекомендуется использо­вать дистанционный манометр, например типа ДЛМП-2М.

Для проведения исследований с учетом указанных требований рекомендуется принципиальная схема обуст­ройства устья и забоя скважины. Схема включает подземное и наземное оборудование (рис. 6.4).

В подземное оборудование входят: узел глубинного манометра ДЛМП-2М (2), глубинный расходомер РГД-5 (1), узел устройства для перекрытия притока жидкости на забое скважины (10), пакер (4), муфта перекрестного течения (8), муфта сальникового устройства (5), глубинный насос НГН-2 с плунжером (12), колонна насосных труб (7), кабели свя­зи (б).

Рис. 6.4. Схема обустройства скв. 7707 Условные обозначения см. в тексте

Наземное оборудование состоит из вторичных приборов (14) (глубинного манометра и расходомера), эксцентричной планшайбы с сальниковым устройством (15), удлинителя хода полированного штока (13).

Один из основных элементов компоновки глубин­ного оборудования - забойный отсекатель - собирается от­дельно в условиях механических мастерских НГДУ и про­веряется на герметичность. Общий вид этого устройства показан на рис. 6.5.

Он состоит из корпуса (10), подвижного (6) и не­подвижного (12) «станков», затвора (7), пружины (9), седла клапана (4), шарика (3), конусной муфты (2).

Обвязка устья и забоя скважины производится в следующей последовательности (см. рис. 6.4):

1. Собирается монометрическая часть, включающая рас­ходомер (1), манометр (2), фильтр (3), пакер (4), сальни­ковую муфту (5). Кабель (6) от глубинного датчика про­пускается через пакер и выводится наружу при помощи сальниковой муфты.

2. Начинается спуск оборудования в скважину. Кабель (6) крепится к насосно-компрессорным трубам с помощью специальных поясов (клямпсами). Выше манометриче­ской части устанавливается муфта перекрестного тече­ния (8). Забойный отсекатель (10) устанавливается меж­ду приемным клапаном (9) и собственно насосом. Для открытия (закрытия) клапана забойного переключаю­щего устройства на плунжер насоса НГН-2 наворачива­ют вместо корпуса-ловителя специальный шток (11).

3. По окончании спуска оборудования в скважину сажают пакер и пропускают через сальники эксцентричной планшайбы (15) кабели связи (6) от дистанционного ма­нометра (2) и расходомера (1). Концы кабеля соединяют со вторичными приборами (14).

Обычно узел переключающего устройства спус­кается в скважину в нерабочем (закрытом) состоянии (см. рис. 6.5), и открытие его происходит в скважине с помо­щью штанг. Для этого необходимо осторожно посадить до упора плунжер насоса. При этом шток (см. рис. 6.5, 1) вы­ходит в карман клапана переключающего устройства и вы­зывает сначала продольное, а затем угловое перемещение затвора (7) относительно неподвижного стакана (12). При снятии нагрузки со стороны штока, пружина (9) сажает шпильку (13) в новое (а) минимальное углубление «хво­ста» (14), образуя тем самым зазор между конической муфтой и шариком (3).

Этот зазор не вносит дополнительных сопротивле­ний потоку жидкости. При работе штангового насоса типа НГН-2 минимальное расстояние между плунжером глубин­ного насоса и конической муфтой (см. рис. 6.5, 2) регулиру­ется с помощью правильного подбора длины колонны штанг. Это расстояние должно составлять порядка 0,5-0,7 м.

На рис. 6.5. дополнительно обозначены: А - узел устройства прикрытия, 2 - конусная муфта, 4 - седло кла­пана, 5 - муфта, 6 - подвижный корпус, 7 - затвор с про­дольным и угловым перемещением, 8 - шпилька, 10 - кор­пус, 11 - подвижный стакан, Б - фрагмент развертки «хво­ста» устройства перекрытия.

Приведем назначение отдельных элементов компо­новки:

• ДЛМП-2М - для замера текущего забойного давления в скважине;

• РГД-5Б - для замера переменного во времени притока жидкости в скважину контроля надежности перекрытия забоя забойным отсекателем;

• пакер - для уменьшения свободного объема скважины;

• муфта с сальниками - для герметичности отсечения подпакерного пространства;

• муфта перекрестного течения - для проведения иссле­дований скважины при закачке жидкости в пласт;

• забойный отсекатель - для отсечения объема жидкости в насосно-компрессорных трубах;

• шток в нижней части плунжера - для вскрытия (закры­тия) отсекателя;

• эксцентричная планшайба с сальниковым устройством под кабель - для герметизации затрубного пространства при закачке жидкости в пласт;

• удлинитель хода полированного штока (УХП) - для бы­строго проведения операции открытия и закрытия сква­жины без задалживания бригады (подземного ремонта скважин).

Предложенная компоновка глубинного оборудова­ния позволяет получать неискаженные кривые восстановле­ния давления как после «мгновенной» остановки скважины на забое, так и после закачки жидкости в пласт.

Контроль надежности закрытия отсекателя и пере­крытия всего сечения скважины осуществляется с помощью снятия динамограмм, по показаниям ДЛПМ-2М и РГД-5 и замеров изменения уровня в затрубном пространстве с по­мощью эхолота. Принятая принципиальная схема обо­рудования и обвязка скважин-стендов имеет недостаток -невозможность снятия профиля притока в момент прове­дения исследований.

Технология проведения исследования скважин для получения серии кривых восстановления и падения давле­ния с использованием специального оборудования (см. рис. 6.4) включает следующие работы.

I. Остановку скважины:

• останавливается станок-качалка и закрепляется тормо­зом в положении, когда головка балансира находится в нижней мертвой точке, пускатель станка-качалки ста­вится на ручное управление;

• допускаются штанги с помощью УХП до расслабления канатной подвески;

• подтягиваются штанги с помощью УХП до первоначаль­ного положения; запуск станка-качалки.

• контроль работы забойного отсекателя осуществляется при помощи РГД-5Б и ДЛМП-2М. Если показания ма­нометра ДЛМП не меняются, операции по закрытию (вскрытию) забойного отсекателя следует повторить. За­пуск станка-качалки при остановке скважины необходим для контроля герметичности закрытия отсекателя;

• окончательная остановка станка-качалки.

П. Пуск скважины в работу:

• при помощи УХП допускаются штанги до упора;

• при помощи УХП штанги подтягиваются до первона­чального положения; запуск станка-качалки в работу и контроль работы отсекателя.

Ш. Закачку жидкости в пласт:

• закрытие отсекателя по вышеописанной технологии;

• обвязка затрубного пространства скважины с закачи­вающим агрегатом типа ЦА-320 и емкостью с жидко­стью (дигазированной нефтью);

• заполнение затрубного пространства жидкостью;

• закачка жидкости через затрубное пространство выше пакера и через муфту перекрестного течения в подпакерную зону;

• контроль величины давления закачки на устье с помо­щью образцового манометра.

IV. Остановку после прекращения закачки жидкости в пласт:

• остановка закачивающего агрегата;

• перекрытие задвижки затрубного пространства;

• сброс давления в манифольдных линиях к закачиваю­щему агрегату и их демонтаж.

Начиная с момента изменения режима скважины и параллельно с последующими операциями по вскрытию или закрытию забойного отсекателя, производится запись пока­заний вторичного прибора ДЛМП-2М в возмущающей скважине. Замеры снимаются первые полчаса ежеминутно, затем - через 3,5 мин по одному замеру и далее - через 10, 15, 20, 30, 60, 120, 240 мин по З замера подряд с выводом средних показаний. Промежутки между замерами опреде­ляются, исходя из темпа восстановления давления: если по предыдущим 2-3 показателям давление одинаково, проме­жуток увеличивают.

Дебит нефти или расход закачиваемой жидкости регистрируется во времени при помощи расходомера РГД-5Б (для закачки), АГЗУ («Спутник»), либо по мернику (при отборе).

Снятие одной кривой изменения давления занимает время 3-5 сут. Исследование скважины на одном режиме включает снятие кривой изменения давления после пуска скважины в эксплуатацию (либо процесс закачки жидкости в пласт) и кривой восстановления давления после остановки скважины (прекращения закачки).

Для получения качественных результатов необхо­димо провести исследование не менее чем на трех-четырех режимах отбора нефти и двух режимах закачки жидкости в пласт. Общее время исследований составляет около 30 сут.

Для оценки параметров пласта и аномальных свойств нефти можно воспользоваться кривыми падения давления, полученными после нагнетания нефти в эксплуа­тационную скважину. Для получения аналитического ре­шения представим случай нагнетания нефти с известной вязкостью (j,.) (т.е. нефти с разрушенной структурой) через одиночную скважину с постоянным расходом. Начало за­качки принимается мгновенным, пласт - горизонтальным, постоянным по мощности и однородным по коллекторским свойствам. Схема процесса нагнетания представлена на рис. 6.6, где приняты следующие обозначения: ае1 и ае2 -пьезопроводность в зоне проникновения и в невозмущенной зоне; P1(r,t) и P2(r,t) - функции распределения давления в со­ответствующих зонах; r_с - радиус скважины; R(1) - радиус распространения нагнетаемой жидкости [62, 111].

Искомые функции P1(r,t) и P2(r,t) удовлетворяют уравнениям:

Таблица 6.1. Геолого-промысловая характеристика скв. 7707 Арланской площади

Для проведения исследования скв. 7707 была обо­рудована специальным устройством (см. рис. 6.4).

Исследование началось с максимально возможного (в техническом отношении) дебита при забойном давлении ниже давления насыщения. В ходе исследования были получены 4 КВД (на четырех режимах отбора) и 4 КПД (на четырех режимах закачки жидкости в пласт).

Полулогарифмические анаморфозы этих КВД (отбора) представлены на рис. 6.7. Применяемая технология закры­тия скважины на забое позволила сравнительно быстро пе­рекрыть приток из пласта и получить качественные КВД по которым уже первые точки лежат на прямолинейных участках. Обработка КВД по наиболее распространенному методу в координатах [lgt;Pc(t)] позволила визуально вы­делить на каждом графике по два прямолинейных участка -начальный и конечный, которые условно разделяются точ­ками B1-B4 (см. рис. 6.7).

Таблица 6.2. Условия отбора и некоторые физик химические свойства пластовой нефти скв. 7950 и стабил зированной пластовой нефти скв. 7707

Результаты определения коэффициентов гидропро-водности, соответствующих начальным и конечным участ­кам КВД приведены в табл. 6.3.

Таблица 6.3. Результаты обработки данных ГДИС

Из результатов обработки следует, что ближайшая к скважине зона характеризуется более низкими фильтрационными параметрами (коэффициентами гидропроводности), чем удаленная. С уменьшением дебита скважины, т.е. при снижении скоростей фильтрации и градиентов в пласте, наблюдается уменьшение гидропроводности как ближай­шей, так и удаленной зон пласта (см. рис. 6.7).

Кроме того, наблюдается смещение точек излома (Bi-B4) на графике (см. рис. 6.7), с уменьшением дебита скважины изменяются, уменьшаются и геометрические размеры зон. Об этом же свидетельствует уменьшение ус­ловных радиусов границы раздела зон (см. табл. 6.3), оце­ненных по формуле (6.5).

Из результатов обработки серии КВД по изложен­ной методике можно сделать следующие выводы.

1. Наблюдается зависимость фильтрационных характери­стик пласта от дебита скважины до остановки, что мо­жет быть объяснено аномально-вязкостными, структур­но-механическими свойствами пластовой нефти.

2. Отмечается тенденция к снижению геометрических раз­меров зон при снижении дебита скважины, что также можно объяснить аномальными свойствами нефти.

3. Зависимости фильтрационных характеристик и геомет­рических размеров зон могут быть количественной ха­рактеристикой фактора проявления аномальных свойств нефти в пластовых условиях.

4. Аномально-вязкостные свойства нефтей Арланского ме­сторождения проявляются в процессе разработки залежей.

В период исследования скв. 7707 были сняты также кривые падения давления после закачки жидкости в пласт. В эту скважину закачивалась дегазированная безводная нефть из скв. 7177. Вязкость дегазированной нефти из скв. 7707 и 7177 при температуре 24°С и атмосферном дав­лении равнялась соответственно 0,033 и 0,038 Па-с.

Кривые падения давления, снятые после закачки жидкости в пласт, приведены на рис.6.8 и построены в ко-

Рис. 6.8. Кривые падения давления по скв. 7707 Арланского месторождения

Таким образом, исходя из обработки полученных кривых падения давления в скважине после закачки дегази­рованной нефти в пласт, можно предположить, что в уда­ленной зоне пласта находится нефть с большей вязкостью, чем закачиваемая дегазированная нефть. Вероятно, в уда­ленной зоне пласта нефть имеет несколько отличные свой­ства, при этом довольно устойчивую вязкостную харак­теристику (так как значения вязкости нефти для двух кри­вых практически совпадают).
6.4. Гистерезисные явления при исследовании пластов

В течение всего периода исследования скважин Минаевского опытного участка Арланского месторождения в реагирующих скважинах 7950 и 7951 снимались кривые изменения давления, т.е. фон пластового давления. Из­мерение давления производилось глубинными манометрами типа ДЛМП-2М и манометрами с местной регистрацией МГГ-2у, а изменение давления во времени - дифманометром ДГМ-4М.

Отметим, что чувствительность ДЛМП и МГТ не очень высокая, и по показаниям этих приборов сложно точ­но судить об изменении пластового давления во времени. Поэтому за основу были приняты показания ДГМ-4М с первоначальной привязкой по МГГ-2у. Сплошная кривая изменения давления была получена путем экстраполяции значений давления (полученных по одному бланку ДГМ-4М) до момента начала записи давления на другом бланке.

Результаты обработки кривых падения давления в скв. 7707 после прекращения закачки жидкости в пласт приведены в табл. 6.5.

В ряде случаев за счет неисправностей манометра ДГМ-4М № 209, который регистрировал изменение давле­ния в скв. 7950, бланки были некачественные, т.е. по скв. 7950 сплошную кривую реагирования получить не удалось, а контроль показаний давления с помощью МГГ показал довольно противоречивые данные.

Кривые реагирования скв. 7951 после изменения режима работы возмущающей скв. 7707 были обработаны по методу универсальной кривой [52]. Полученные дан­ные сведены в табл. 6.6.

Тем не менее можно сказать, что фильтрационные характеристики пласта, полученные в результате обработки

Вышеизложенная методика определения факта на­личия и степени проявления аномально-вязкостных свойств нефти в пластовых условиях в процессе разработки испы­тана при проведении ГДИС на Арланском, Таймурзинском и Исанбаевском месторождениях Башкирии совместно с М.Н. Галлямовым, К.С. Фазлутдиновым, А.Ш. Сыртлано-вым, Ф.Р. Билаловым, P.M. Еникеевым, B.C. Левченко, А.П. Лимановым.

Гидродинамические методы исследования неф­тяных и газовых скважин (ГДИС) занимают особое место в общем комплексе проблем управления разработки нефтя­ных месторождений на основе интегрированного, междис­циплинарного подхода с использованием современных на­учно-технических достижений.

О развитии методов исследования нефтяных и газовых скважин, которые в настоящее время формируются в самостоятельную научную и учебную дисциплину, свидетельствуют серьезные достижения как в теории ГДИС (подземная гидромеханика, физика нефтяного и газового пласта, математическое моделирование, применение компьютерных технологий), так и в технике и технологии ГДИС (современные высокоточные электронные глубинные манометры и комплексы, различные конфигурации специального оборудования).

Методы и процедуры анализа и интерпретации данных, научно-технические разработки и опыт применения ГДИС нашли отражение в многочисленных отечественных и зарубежных публикациях, особенно последних лет, но мало­доступных промысловым инженерам и другим сотрудникам компаний, среди которых не только специалисты-разработчики, но и руководящий персонал, часто не имеющий специального нефтегазового образования.

В книге автор старался в доступной форме изложить как основные - традиционные, так и новые - современные методы ГДИС:

• диагностические билогарифмические графики;

• логарифмические производные давления;

• «расчленение» сложных фильтрационных потоков на простые составляющие с помощью характеристических графиков (ВСС, ЛФП, РФП и др.);

• новое в технике и технологии ГДИС - сравнительные характеристики глубинных приборов и оборудования различных конфигураций для вертикальных и горизон­тальных скважин и области их применения;

• применение ГДИС (отечественный и зарубежный опыт) к решению задач разработки, в частности, на месторож­дениях неньютоновских нефтей.

Многолетний опыт преподавания, а также постоян­ные контакты при проведении промысловых исследований с бывшими выпускниками в различных районах страны и за рубежом подсказали автору о необходимости создания спе­циального учебного курса ГДИС для повышения квалифи­кации профессиональных нефтяников и газовиков, что и было им сделано. Этот учебный курс, названный «Гидроди­намические исследования нефтяных и газовых скважин», вернее, Программа курса приводится далее в Приложении. В ней учтены конкретные интересы и пожелания промы­словых инженеров, в частности, такие быстро прогрес­сирующие положения ГДИС на установившихся и неуста­новившихся режимах, как нелинейная теория фильтрации в естественно-трещиноватых коллекторах, неоднофазная фильтрация в сложно построенных залежах (слоистых, с перетоками, со сбросами) и другие более сложные модели пластовых фильтрационных систем.

ПРИЛОЖЕНИЕ

УЧЕБНЫЙ КУРС¹ «ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН - ГДИС»

Целью курса является ознакомление слушателей с новейшими отечественными и зарубежными достижениями и опытом проведения ГДИС для повышения квалификации инженеров, менеджеров, технического и другого персонала, работающих в нефтяной и газовой промышленности.

Автор дает слушателям углубленные знания в об­ласти теории, техники и технологии проведения и интерпре­тации результатов промысловых исследований как добы­вающих нефтяных и газовых скважин, так и нагнетатель­ных. Знакомит с передовыми зарубежными технологиями.

Проблема ГДИС - одна из актуальных, достаточно специфических и сложных научно-технических составляю­щих общего комплекса проблем управления разработкой месторождений углеводородов.

Современная комплексная организация разработки месторождений по существу заключается в интегрирован­ном, междисциплинарном подходе к решению различных задач разработки месторождений на базе современных на­учно-технических достижений: трехмерное математическое.

Курс составлен автором на основе многолетнего опыта преподавания и проведения научных и промысловых исследований и рассчитан на промысловых инженеров нефтегазовой промышленности, а так же может быть интересен научно-техническим работникам и студентам нефтегазовых вузов. Автор не исключает возможности внести допол­нения в Программу курса с учетом пожеланий читателей, за что зара­нее приносит им свою благодарность.

Комплексная организация разработки месторожде­ния на всех ее этапах (от разведки и открытия до окончания, включая вторичные и третичные методы повышения нефте-, газо- и компонентоотдачи) основана на концепции и мето­дах коллективной работы как единой - целой команды спе­циалистов различного профиля: ученых всего комплекса наук о Земле, проектировщиков, работников по оборудова­нию, технологов, специалистов по разработке месторожде­ний, управлению и организации производства и др. Задание такого коллектива включает постановку задач разработки месторождений нефти и газа, планирование, организацию и ведение работ, осуществление наблюдения, контроля и ре­гулирования процесса разработки, анализ и, если необходи­мо, пересмотр планов для получения высоких текущих и конечных технико-экономических показателей.

Успешность комплексной организации разработки в значительной степени зависит от полноты и качества ис­ходной информации о параметрах продуктивного пласта:

его пространственно-геометрических размерах, энергети­ческой характеристики - пластовых давлениях и темпера­туре, пористости и проницаемости, составе и физических свойствах пластовых нефтей и газов и т.д. На базе получен­ной информации создаются динамические модели пласто­вой фильтрационной системы (МПФС) для проектирования и регулирования процессов разработки эксплуатации неф­тяных и газовых месторождений.

Предмет ГДИС стал оформляться в самостоятельную учебную и научную дисциплину в вузах при подготовке горных инженеров по специальности 09.06. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

В последние годы были разработаны новые методы определения характерных особенностей и параметров сложно построенных залежей, которые ранее традиционны­ми методами определить было невозможно. Эти дости­жения связаны с теоретическими разработками по учету влияния ствола скважины, скин-фактора с построением ди­агностических билогарифмических графиков КВД и про­изводных давления, с широким использованием ЭВМ с со­ответствующим математическим обеспечением, с примене­нием глубинных электронных высокоточных манометров «второго» поколения и т.д.

Настоящая Программа курса ГДИС составлена с уче­том учебного плана вышеназванной специальности 09.06. Курс рассчитан на 44 часа аудиторных занятий.

Проблема ГДИС - получение информации о пара­метрах пласта для создания детерминированной модели пластовой фильтрационной системы (МПФС) рассматрива­ется как слабоструктурированная проблема системного ана­лиза. Предмет и содержание курса. Его теоретическая и практическая значимость и роль в общем комплексе про­блем управления разработкой месторождений углеводоро­дов. Характеристика современного состояния ГДИС - науч­но-теоретических основ, техники и технологии, методов анализа и интерпретации, данных промысловых исследова­ний. Краткий обзор отечественной и зарубежной литерату­ры по курсу. Связь курса со смежными дисциплинами в рамках междисциплинарного подхода.

Основные задачи курса - информационное обеспе­чение комплексной организацией разработки месторожде­ний достоверными сведениями о параметрах пласта и про­дуктивных характеристиках скважин и залежей. Источники исходной информации и концептуальная модель пластовой фильтрационной системы. Структура системы ГДИС. Тер­минология, определения, обозначения и символы, системы единиц измерений, общепринятые в теории и практике ГДИС, нефтепромысловой лексике как в отечественной, так и зарубежной научно-технической литературе в области ис­следования скважин, и их практическое использование.