Обробка результатів дослідження нафтових свердловин при наявності кількох об¢єктів експлуатації

В більшості випадків видобуток нафти із кількох продуктивних пропластків або горизонтів здійснюється в даний час за схемою одночасної і сумісної їх розробки, тобто всі об'єкти розробки об'єднані загальною перфорацією нафтонасичених пластів в єдину видобувну систему. З точки зору регулювання процесу розробки та її оптимізації така сумісна розробка для окремих продуктивних горизонтів є недоцільною, оскільки не дозволяє регулювати відбори рідини та газу.

Але, з іншої сторони, вона є найбільш економічно вигідною і не вимагає застосування складних свердловинних конструкцій роздільної експлуатації продуктивних горизонтів, тому і застосовується досить широко. Відповідно, велике значення має якісне проведення гідродинамічних методів дослідження, характеру припливу нафти до свердловини із різних горизонтів та встановлення, на їх основі, оптимальних режимів експлуатації свердловини.

Окремі продуктивні горизонти характеризуються переважно різною геологічною будовою (товщина продуктивного пласта, пористість та його проникність, характер непроникних пропластків, ступінь ізольованості їх та величина пластового тиску).

Якщо пластові тиски окремих пропластків приблизно однакові, то в результаті обробки результатів дослідження свердловин при усталених режимах їх роботи в координатах Р _в = f (Q) отримують лінії, які при збереженні лінійного закону фільтрації і їх апроксимації до осі Р сходяться в одній точці і визначають величину пластового тиску Р _п (рис. 2.7, а).

Р _в Q

Р _п

1 1

2 2

3 3 Р _п

Q P ₁ D Q Р_в

а) б)

Рис. 2.7 – Залежність дебіту свердловини від величини

вибійного тиску при: а) однаковому пластовому

тиску в різних продуктивних горизонтах;

б) при різних значеннях пластового тиску.

Лінії 2 і 3, рис. 2.7, а відносяться до нижнього та верхнього горизонтів, а лінія 1 є сумуючим значенням дебіту всіх продуктивних пропластків. Вимір дебіту рідини з окремих горизонтів можна здійснювати з використанням глибинних дебітомірів (технологія та техніка таких досліджень розглядається в главі 7).

Перебудова лінії 1 в координатах Q = f (D P) дає можливість отримати загальну індикаторну лінію та коефіцієнт продуктивності, що дорівнює сумі таких коефіцієнтів всіх одночасно працюючих продуктивних горизонтів.

Якщо пластові тиски окремих гідродинамічно ізольованих продуктивних пластів неоднакові, то в процесі експлуатації свердловин і при різних значеннях вибійного тиску можуть відбуватись перетоки нафти із горизонтів з більш високим пластовим тиском в інші, що мають менший пластовий тиск.

Результати дослідження свердловин в цьому випадку доцільно оформляти в координатах Q = f (P _в) (рис. 2.7, б). Апроксимації ліній припливу рідини із окремих горизонтів до осі Q дає можливість визначити їх потенційну продуктивність. Одночасно продовження цих ліній до тиску, рівного пластовому (зупинка свердловини), дозволяє визначити величину перетоків рідини D Q із пластів з вищим пластовим тиском (лінія 2) в пласт з меншим тиском (лінія 3). Із рисунка 2.7 б також випливає, що існування міжпластових перетоків можливе в діапазоні зміни вибійного тиску від Р _п до якогось значення Р ₁, нижче якого починається приплив до свердловини рідини із горизонта з меншим пластовим тиском і стають неможливі міжпластові перетоки.

Як і в попередньому випадку, сумарна лінія 1 одночасної роботи двох або більше продуктивних горизонтів дає можливість визначити загальний коефіцієнт продуктивності К ₀.

Відхилення від лінійного закону фільтрації значно ускладнює обробку результатів таких досліджень.