Руководящий документ РД 153-39.0-109-01 "Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических исследований нефтяных и газонефтяных месторождений" (утв. приказом Минэнерго России от 5 февраля 2002 г. N 30) стр. 18

Гидродинамические методы исследования скважин месторождений неньютоновских нефтей наряду с лабораторными вязкозиметрическими изменениями позволяют не только определить факт наличия, но и степень проявления аномальных, неньютоновских свойств нефти в пластовых условиях, в процессе разработки конкретного нефтяного месторождения.

В частности, изучить влияние аномально-вязкостных свойств на фильтрационные характеристики пласта и скин-фактор, найденные по результатам промысловых гидродинамических исследований скважин. Так, "истинный скин-фактор" может искажаться за счет проявления аномально-вязкостных, структурно-механических свойств нефти и физико-химического взаимодействия нефти с пористой средой.

7.2. Известны [34, 39, 44, 60, 68] методика, техника и технология ГДИС по КПД-КВД с целью изучения проявления неньютоновских свойств нефти в пластовых условиях в процессе разработки.

Диагностическим признаком (ДП) проявления аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом является несовпадение конечных участков двусторонних КПД-КВД и наличие двух прямолинейных участков КВД в полулогарифмических координатах (рисунок 14) и изменение положения времени точки перелома t_m, - соответствующих точек В_1 - В_4 на рисунке А11 (т.е. изменение положения величины R - радиуса подвижной границы раздела условных зон неоднородности фильтрации нефти с разрушенной и не разрушенной структурой) в зависимости от изменения дебита, с которым работала скважина перед снятием КВД, а также зависимостью гидропроводности различных условных зон пласта от дебитов скважины.

Пример: по разработанной программе были проведены достаточно уникальные комплексные промысловые исследования 6-ти скважин-стендов на разбуренных по специальному проекту опытных участках Арланского месторождения Башкирии - Минаевском (возмущающая скв. 7707 и реагирующие скв. 7950 в 50 м и скв. 7951 в 212 м от забоя скв. 7707) и Уртаульском (возмущающая скв. 7949 и реагирующие скв. 7952 в 51 м и скв. 7878 в 110 м). Специально разработанная оригинальная компоновка оборудования ствола скважины (например, скв. 7707) включала глубинные дистанционные манометр ДЛМП-2М и дебитомер РГД-5, забойный отсекатель (А.с. 819310, СССР), пакер, муфту перекрестного течения, которые находились под насосом НГН-2, кабели связи и вторичные приборы на устье, эксцентричную планшайбу, удлинитель хода полированного штока на головке балансира станка-качалки и др.

Разработанная технология ГДИС предусматривала регистрацию серии КВД (после "мгновенной" остановки скважины, через которую осуществлялась закачка дегазированной нефти на нескольких установившихся режимах), а также параллельную регистрацию кривых изменения давления в реагирующих скважинах (КИДРС) с помощью манометров ДГМ-4М, ДЛМП-2М и специально разработанного дистанционного манометра ДГМ-8.

Непосредственное общее суммарное время исследований в течение двух лет составило 160 сут, было снято 22 КВД, 18 КПД, 23 КИДРС, проведено около 400 замеров дебитов по мернику, около 6000 замеров давления манометрами ДЛМП-2М и ДГМ-4М. В качестве примера, в скв. 7707 была получена серия из четырех КВД с мгновенным закрытием скважины на забое. Результаты обработки серии КВД в координатах [lg t; P_c(t)] и определения параметров пласта по методу без учета притока представлены на рисунках А10-А13 и в таблице А4.

Из анализа данных видно, что применяемая технология закрытия позволила получить качественные КВД (уже первые точки лежат на прямой). На графиках уверенно выделяются по два прямолинейных участка с точками пересечения В, где цифры и индексы соответствуют номерам режимов. С уменьшением дебитов скважины происходит перемещение точек В влево, уменьшается радиус границы зоны фильтрации нефти с разрушенной структурой, гидропроводность этой зоны меньше гидропроводности удаленной зоны.

Таблица А4. Результаты обработки данных ГДИС КВД скв. 7707

Характеристики	Режим
	I	II	III	IV
Дата	13,08-23,08	23,08-30,08	30,09-6,10	10,10-17,10
Дебит, м3/сут	26,4	20,8	14,6	9,9
Замеренное пластовое давление, МПа	6,64	6,90	9,09	9,59
Забойное давление, МПа	2,55	3,23	6,10	7,87
Гидропроводность, мкм2 м/Па x с
ближней зоны	106	85	48	32
удаленной зоны	17	138	96,3	56,6
Радиус границы зон, м	67,2	57,2	17,7	18,4

Все это подтверждает исходные физические представления, принятые при моделировании. Для анализа серии КПД в работе разработана методика определения вязкости нефти с не разрушенной структурой мю_2 в удаленной зоне пласта.

Так, по результатам обработки КВД скв. 7707 мю_неразр = 0,064...0,074 Па х с, а по данным лабораторных исследований нефти скв. 7950 для разных кернов - мю_неразр = 0,175...0,170 Па х с при мю_разр = 0,033...0,038 Па х с для дегазированных нефтей скв. 7707 и 7177.

Полученные результаты обработки серии КПД-КВД в возмущающей скв. 7707 и кривых изменения давления в реагирующей скв. 7951 - характеризуют факт наличия, степень проявления и влияние аномально-вязкостных и тиксотропных свойств нефти на фильтрационные параметры (гидро- и пьезопроводность) пласта в процессе разработки Арланского месторождения. Аналогичные исследования рекомендуется проводить и на других месторождениях.

Приложение Б
(рекомендуемое)

Гидродинамические методы исследований низкопроницаемых коллекторов

1. Гидродинамические методы исследований низкопроницаемых коллекторов

Скважины, вскрывающие низкопроницаемые коллектора, являются малодебитными, работающими в большинстве случаев в периодическом режиме, как при фонтанном, так и при механическом способах эксплуатации. Традиционные методы гидродинамических исследований, такие как методы восстановления давления и установившихся отборов, как правило, неприменимы для исследований малодебитных скважин. Причиной этого является невозможность соблюдения технологий исследований скважин указанными методами, в частности, невозможность создания нескольких или хотя бы одного устойчивого режима работы добывающей скважины [38].

Единственным способом исследований малодебитных скважин многие годы являлся метод прослеживания уровня. В скважине каким-либо образом производилось снижение уровня жидкости, после чего наблюдалось его восстановление. При этом могли регистрироваться как с помощью глубинного манометра кривая восстановления забойного давления, так и с помощью эхолота - кривая восстановления уровня. Согласно терминологии, принятой в России, получаемую кривую в любом случае называют "кривой восстановления уровня" (КВУ).

В результате обработки кривой восстановления уровня определяется коэффициент продуктивности скважины. Обработка производится методами, основанными на приближенном решении Маскета. Это обстоятельство вызвало в 40-е - 50-е годы 20-го столетия резкую критику метода прослеживания уровня. Метод не рекомендовался для использования и не приводился в большинстве отраслевых инструкций по исследованию скважин, регулярно выпускавшихся в СССР.

Теоретические и промысловые работы по исследованиям низкопроницаемых коллекторов, проведенные в последние годы, показали возможность применения приближенного решения Маскета и позволили предложить новые технологии исследования скважин и методы интерпретации получаемых результатов применительно к низкопроницаемым коллекторам.

1.1. Технологии исследований малодебитных скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора#

В настоящее время применяется несколько технологий исследований методом прослеживания уровня [38].

1.1.1. Прослеживание за восстановлением забойного давления (уровня) после кратковременного возмущения скважины

Кратковременное возмущение пласта может производиться различными способами. До последнего времени возмущение обычно производилось с использованием компрессоров. В затрубное пространство закачивается воздух, вытесняемая при этом жидкость отбирается из насосно-компрессорных труб. Затем производится резкий выпуск воздуха из затрубного пространства, после чего регистрируется процесс восстановления забойного давления. При этом вне зависимости от того, записывается кривая восстановления забойного давления с помощью глубинного манометра, или кривая восстановления уровня с помощью эхолота, согласно принятой в России терминологии получаемую кривую в любом случае называют "кривой восстановления уровня" (КВУ).

Последнее время все чаще для повышения безопасности работ применяется другой способ кратковременного возмущения - свабирование скважины.

При невозможности использования какой-либо техники для возмущения пласта и при высоком затрубном давлении для создания депрессии на пласт достаточно открыть в линию задвижку из затрубного пространства.

Прослеживание за восстановлением забойного давления (уровня) после длительной работы скважины, эксплуатирующейся с помощью погруженного насоса, осуществляется так: после остановки насоса регистрируется процесс восстановления забойного давления с помощью глубинного манометра, или кривая восстановления уровня с помощью эхолота/

1.1.2. Прослеживание за восстановлением забойного давления (уровня) в периоды накопления при периодическом фонтанировании

Скважины, вскрывающие низкопроницаемые коллектора#, довольно часто работают в периодическом режиме, как при фонтанном, так и при механическом способах эксплуатации. Кратковременный выброс жидкости приводит к опустошению части насосно-компрессорных труб, что вызывает быстрое падение забойного давления. После этого ствол скважины заполняется снова в течение некоторого периода времени. Период заполнения (накопления) может составлять от нескольких часов до десятков часов. В течение этого периода можно регистрировать кривую восстановления уровня.

Возможность использования кривых накопления при периодическом фонтанировании для определения коэффициента продуктивности доказана теоретически и подтверждена экспериментально.

1.2. Методы интерпретации результатов исследований малодебитных скважин

1.2.1. Метод прослеживания уровня

Интерпретация результатов исследований скважин методом прослеживания уровня заключается в обработке кривых восстановления уровня с целью определения коэффициента продуктивности. В основе всех методов лежит приближенное решение Маскета.

Свободный подъем уровня после прекращения возмущения пласта описывается следующим уравнением:

К х с х g x t

P(t) = P - (P - P ) х exp(- ─────────────), (Б1)

к к 0 F

где t - время с момента прекращения возмущения пласта;

Р - забойное давление в момент прекращения возмущения пласта;

Р - пластовое давление;

к

ро - средняя плотность жидкости в стволе скважины;

g - ускорение свободного падения;

F - площадь поперечного сечения труб, по которым происходит