Тех стандарт ГДИС. Написан в 2010-2011 годах в компании ТНК-ВР Менеджмент, г. Москва. Стандарт описывает следующие этапы: - Цели и задачи ГДИС - Описание ГДИС - Бизнес процесс ГДИС - Проектирование ГДИС - Проведение ГДИС - Интерпретация ГДИС

1. УТВЕРЖДЕНО
Исполнительный Вице-президент
по Разведке и Добыче
______________ С.В. Брезитский
«____» ____________2011
ТЕХНИЧЕСКИЙ СТАНДАРТ ТНК-ВР
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
СКВАЖИН
СОГЛАСОВАННО
Директор департамента по
разработке месторождений БН
Разведка и Добыча
______________ С.В. Иванов
«____» ____________2011
Директор департамента
метрологии, автоматизации,
информационных технологий и
коммуникаций БН Разведка и
Добыча
______________Р.Д. Хамидуллин
«____» ____________2011
г. Москва, 2011 г.

2. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
Согласовано:
Главный геолог ОАО «СНГ» Титов А. П.
Главный геолог ОАО «ТНК-
Нижневартовск
Литвин В.В.
Главный геолог ОАО «ВНГ», ОАО «ННП» Романчев М.А.
Главный геолог ООО «ТНК-Уват» Емельянов Д.В.
Главный геолог ОАО «ТНК-Нягань Николаев М.Н.
Главный геолог ЗАО «Роспан Интернешнл Закиров И.С.
Главный геолог ОАО «Оренбургнефть» Хальзов А.А.
Главный геолог НГДУ «Сорочинскнефть» Фирсов В.В.
Главный геолог ООО «Бугурусланнефть» Кротов С.А.
Главный геолог ОАО «ВЧНГ» Лазеев А.Н.
2

3. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
РЕЗЮМЕ
Настоящий документ стандартизирует процедуру гидродинамических
исследований скважин в компании ТНК-ВР с целью:
1. обеспечения надлежащего качества получаемых данных;
2. снижения объема неинформативных исследований;
3. оптимизация затрат и потерь по добыче нефти.
Каждое гидродинамическое исследование скважины в ТНК-ВР должно
соответствовать данному Стандарту.
Требования данного стандарта лежат в рамках рекомендаций, изложенных в
основных руководящих документах и отраслевых стандартах в области ГДИС.
Невыполнение требований данного Стандарта при проведении ГДИС ведет
к неэффективному использованию денежных ресурсов компании, снижает степень
изученности при мониторинге, проектировании и научном сопровождении
разработки месторождений, а также повышает лицензионные риски.
Стандарт описывает следующие этапы:
1. Бизнес процесс ГДИС
2. Проектирование ГДИС
3. Проведение ГДИС
4. Интерпретация ГДИС
Стандарт распространяется на следующие исследования, применяемые на
практике в компании ТНК-ВР:
1. метод снятия индикаторных диаграмм (ИД);
2. метод кривой восстановления давления (КВД);
3. метод кривой падения давления (КПД);
4. метод кривой стабилизации давления (КСД);
5. метод исследования при закачке (ИЗН);
6. метод кривой восстановления уровня (КВУ);
7. исследование скважины с переменным дебитом (ИСПД);
8. исследование нагнетательной скважины на изменяющихся режимах
(ИДН);
9. метод гидропрослушиваниея (ГП).
3

4. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
СОДЕРЖАНИЕ
РЕЗЮМЕ ........................................................................................................................................3
СОДЕРЖАНИЕ..............................................................................................................................4
СОКРАЩЕНИЯ, ТЕРМИНЫ, УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ................................................7
ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................................................10
Общие положения ...................................................................................................................10
ГДИС, виды и типы исследований ........................................................................................11
Требования к исследованиям по видам и объемам..............................................................13
Обязательные исследования...................................................................................................13
Категория поисковые и разведочные скважины. .............................................................13
Категория скважины вышедшие из бурения. ...................................................................13
Категория действующие скважины...................................................................................13
Категория скважины до и после проведения ГТМ...........................................................14
1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ГДИС........................................................................................................15
ГДИС на разведочных скважинах и скважинах на стадии ОПЭ/ОПР;..............................15
ГДИС на эксплуатационных скважинах; ..............................................................................16
ГДИС на нагнетательных скважинах; ...................................................................................16
ГДИС на вертикальных и наклонно-направленных скважинах; ........................................17
ГДИС на горизонтальных скважинах;...................................................................................17
2. ОПИСАНИЕ ГДИС .................................................................................................................18
2.1. Индикаторная диаграмма (ИД) .......................................................................................18
2.2. Кривая восстановления давления (КВД)........................................................................19
2.3. Кривая падения давления (КПД) ....................................................................................21
2.4. Кривая стабилизации давления (КСД) ..........................................................................22
2.5. Исследования при закачке в нагнетательных скважинах (ИЗН) ................................23
2.6. Кривая восстановления уровня (КВУ) ...........................................................................24
2.7. Исследования скважин с переменным дебитом (ИСПД) .............................................26
2.8. Исследования нагнетательной скважины на изменяющихся режимах (ИДН) ..........27
2.9. Гидропрослушивание (ГП)..............................................................................................28
2.10. Комбинация ИД + КВД..................................................................................................29
2.11. Длительные ГДИС (ДИС)..............................................................................................30
2.12. Особенности исследований газовых и газоконденсатных скважин..........................31
ИД в газовых скважинах.....................................................................................................31
Изохронный метод исследования газовых скважин ........................................................32
Модифицированный изохронный метод исследования газовых скважин ....................32
2.13. Некоторые виды ТПИ ....................................................................................................33
Определение профиля притока и приемистости. .............................................................33
Многократный испытатель пластов (ГДК).......................................................................33
Запись эпюр давлений и температур (ЭДТ)......................................................................34
Испытатель пластов на трубах (ИПТ)...............................................................................34
Отбор глубинных проб........................................................................................................35
Трассерные (индикаторные) исследования.......................................................................35
3. БИЗНЕСС ПРОЦЕСС ГДИС..................................................................................................36
3.1. Управление качеством .....................................................................................................36
3.2. Функции БН РиД ..............................................................................................................37
3.3. Функции ЦДО / СКРМ.....................................................................................................38
3.4. Функции Подрядчика.......................................................................................................38
3.5. Система управления данными ГДИС.............................................................................41
Основные задачи системы СУД ГДИС .............................................................................41
Эксплуатационные требования..........................................................................................41
4

5. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
3.6. Риски невыполнения требований Стандарта и их преодоление..................................41
3.7. Охрана труда, правила безопасности и охрана окружающей среды...........................42
4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГДИС ..................................................................................................44
4.1 Цели проведения ГДИС и расчетные параметры...........................................................44
4.2. Выбор вида исследования................................................................................................45
4.3 Критерии отбора скважин-кандидатов для проведения ГДИС.....................................45
Опорная сетка скважин.......................................................................................................46
4.4 Сбор начальных данных ...................................................................................................46
4.5 Моделирование исследования..........................................................................................47
4.6 Расчет длительности исследования .................................................................................48
Определение длительности исследования ........................................................................48
Минимальная длительность остановки скважины Δt ......................................................48
Расчет времени окончания ВСС - tws................................................................................49
Расчет времени начала радиального режима - tr ..............................................................49
Расчет времени начала псевдо-установившегося режима- tрss........................................49
Минимальная длительность работы скважины на режиме tp..........................................50
Расчет времени работы скважины после кратковременной остановки .........................51
Использование корпоративного банка данных ................................................................51
4.7. Выбор оборудования........................................................................................................51
Подбор глубинного манометра ..........................................................................................51
Подбор устьевого манометра .............................................................................................53
Подбор уровнемера .............................................................................................................54
Подбор расходомера............................................................................................................54
Метрологический контроль................................................................................................55
4.8. Расчет потерь по добыче..................................................................................................56
4.9.Особенности проектирования исследований газовых и газоконденсатных скважин.
...................................................................................................................................................56
Кривая восстановления давления (КВД)...........................................................................56
Кривая стабилизации давления (КСД) ..............................................................................56
4.10 Минимизация проблем при исследовании и интерпретации......................................57
5. ПРОВЕДЕНИЕ ГДИС.............................................................................................................59
Типовое исследование.........................................................................................................59
Условия проведения ГДИС ................................................................................................59
5.2. Требования к проведению исследования.......................................................................60
5.3. Исследования фонтанирующих и газлифтных скважин ..............................................61
5.4. Исследования скважин, оборудованных ЭЦН...............................................................62
Замеры во время исследования ..........................................................................................64
Проведение КВУ..................................................................................................................65
Проведение КВД..................................................................................................................65
Проведение ИСПД...............................................................................................................65
Особенности.........................................................................................................................66
5.5. Исследования добывающих скважин, эксплуатирующихся штанговыми
глубинными насосами.............................................................................................................66
5.6. Исследования водонагнетательных скважин.................................................................67
5.7. Исследования поисковых и разведочных скважин.......................................................68
5.8. Исследования вышедших из бурения скважин .............................................................69
5.9. Исследования газовых и газоконденсатных скважин...................................................69
6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГДИС .....................................................................................................70
6.1 Сбор данных.......................................................................................................................70
6.2 Подготовка данных ...........................................................................................................71
6.3 Отбраковка исследований ГДИС.....................................................................................71
6.4 Анализ ИД..........................................................................................................................72
5

6. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
Примечание..........................................................................................................................72
6.5 Анализ КВД, КПД, КВУ ...................................................................................................73
Требования к проведению интерпретации........................................................................73
Основные этапы интерпретации........................................................................................73
Примечание..........................................................................................................................74
6.6 Анализ ИСПД ....................................................................................................................74
6.7 Анализ ИДН .......................................................................................................................74
6.8 Анализ ГП ..........................................................................................................................75
6.9 Анализ ДИС .......................................................................................................................75
6.10. Определение пластового давления ...............................................................................75
Метод расчета среднего пластового давления КВД/КВУ/КПД......................................75
Метод произведения................................................................................................................77
6.11 Пересчет забойного давления по уровню .....................................................................77
Двухфазная модель..................................................................................................................78
6.12. Многофазные флюиды...................................................................................................78
6.13.Особенности интерпретации газовых и газоконденсатных скважин........................78
6.14 Построение карт ..............................................................................................................79
6.15 Контроль качества...........................................................................................................80
ЛИТЕРАТУРА .............................................................................................................................81
МАКЕТЫ ДОКУМЕНТОВ.........................................................................................................85
Начальные данные по скважине ............................................................................................85
Файл дизайн Kappa..................................................................................................................85
Отчет по моделированию ГДИС............................................................................................86
План проведения исследования .............................................................................................86
Акт проведения работ .............................................................................................................87
Файл интерпретации Kappa....................................................................................................87
Отчет по интерпретации исследования.................................................................................88
Дневник оператора ..................................................................................................................89
Формат данных замеров приборов ........................................................................................89
6

7. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
СОКРАЩЕНИЯ, ТЕРМИНЫ, УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
БД - Банк данных;
БН РиД – Бизнес направление разведка и добыча;
ВНК - Водонефтяной контакт;
ГВК - Газоводяной контакт;
ГДИС – Гидродинамические исследования скважин;
ГДК – Гидродинамический каротаж;
ГНК - газонефтяной контакт;
ГОСТ - Государственный стандарт;
ГП – Гидропрослушивание;
ГПН – Глубинные пробы нефти;
ГРП – Гидравлический разрыв пласта;
ГТИ - геолого-технологические исследования;
ГТМ – Геолого-технологическое мероприятие;
ДИС – Длительное исследование скважины;
ИВ - индикаторные вещества;
ИД – Индикаторная диаграмма;
ИПТ – Испытатель пласта на трубах;
ИСПД – Исследования скважин с переменным дебитом;
ИДН - Исследования нагнетательной скважины на изменяющихся режимах;
КВД – Кривая восстановления давления;
КВУ – Кривая восстановления уровня;
КПД – Кривая падения давления;
КЦ – Корпоративный центр;
МУН - методы увеличения нефтеотдачи;
НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
НКТ - насосно-компрессорные трубы;
ООС – Охрана окружающей среды;
ОПЗ – Обработка призабойной зоны пласта;
ОПК. ОПТ - опробование пластов приборами на кабеле;
ОСС – Опорная сетка скважин;
ОТ – Охрана труда;
ПБ - Промышленная безопасность;
ПЗП - призабойная зона пласта;
ПП – Профиль притока;
ППД - Поддержание пластового давления;
PVT - соотношение физических параметров: давление - объем - температура;
РД - руководящий документ;
СКО - соляно-кислотная обработка;
ТМС – Термаманометрическая система;
ТННЦ – Тюменский нефтяной научный центр.
ТПИ – Текущая промысловая информация;
ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;
ШГН – Штанговый глубинный насос;
ЭВН – Электровинтовой насос;
ЭДТ – Эпюры давлений и температур;
7

8. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
ЭЦН – Электроцентробежный насос;
В настоящем РД используются терминология и обозначения, общепринятые в
практике нефтегазопромысловой геологии, геофизики, физико-химических и
промысловых гидродинамических методов исследований скважин и пластов в
отечественной и зарубежной научно-технической литературе.
О
бозна-
чение
Описание
Едини
цы
измерения
cw
Сжимаемость воды 1/ атм
co
Сжимаемость нефти 1/ атм
cr
Сжимаемость породы 1/ атм
cg
Сжимаемость газа 1/ атм
ct
Общая сжимаемость 1/ атм
g Ускорение силы тяжести м/с2
h Эффективная толщина пласта м
k Проницаемость мД
kf
Проницаемость трещины мД
l
Окно осреднения, типичное значение 0.15 безраз
мерная
m
Угол наклона линии радиального притока атм
/лог цикл
qср
Средний дебит скважины до проведения
исследования
м3
/сут
rw
Радиус скважины м
re
Радиус зоны дренирования м
tt
Длительность исследования час
tp
Длительность работы скважины на режиме час
Δt Длительность остановки скважины час
tr
Время выхода скважины на режим
радиального (псевдо-радиального) притока к
стволу скважины
час
tws
Время окончания влияния ствола скважины
(ВСС)
час
Δts
Время экстраполяции до пластового давления час
tpe
Эквивалентное время работы скважины час
tD
A
Безразмерное время безраз
мерная
tpss
Время выхода на псевдо-установившийся
приток
час
w Ширина трещины м
8

9. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
А Площадь области дренирования м2
An
oise
Разрешающая способность манометра атм
B
Объемный коэффициент (Bo - нефти, Bw -
воды)
м3
/м3
С Коэффициент влияние ствола скважины м3
/атм
CA
Фактор формы зоны дренирования безраз
мерная
C`A
Псевдо фактор формы зоны дренирования безраз
мерная
Hc
Абсолютная отметка верхние дыры
перфорации
м
Hн
Абсолютная отметка посадки насоса м
L Эффективная длина горизонтальной секции м
P
Давление, Pпл – пластовое давление, Pзаб –
забойное
атм
PΔt=1
Давление на полулогарифмическом графике,
при Δt=1
атм
Pb
Давление насыщения нефти газом атм
Q Накопленная добыча скважины м3
S
Скин фактор безраз
мерная
Sw
Водонасыщенность д.е.
So
Нефтенасыщенность д.е.
Sg
Газонасыщенность д.е.
Vw
Объем ствола скважины м3
Vндн
Объем недобытой нефти м3
Xf
Полудлина трещины м
Минерализация пластовой воды г/л
Обводненность %
γн
Удельная плотность нефти относительно
плотности пресной воды стандартные условия
д.е.
γв
Удельная плотность воды относительно
плотности пресной воды стандартные условия
д.е.
μ Вязкость (μo - нефти, μw – воды) сП
ρ Плотность (ρo –нефти, ρw – воды) кг/м3
φ
Пористость безраз
мерная
9

10. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
ВВЕДЕНИЕ
Общие положения
Данный Технический Стандарт (далее – Стандарт) является документом,
устанавливающим комплекс базовых норм, правил и требований к проведению
гидродинамических исследований скважин (далее – ГДИС) в компании ТНК-ВР.
Внедрение Стандарта соответствует реализации общей стратегии компании
ТНК–ВР в области оптимизации процесса добычи нефти и газа.
Документ стандартизирует процедуры проведения ГДИС с целью повышения
эффективности исследований, оптимизации затрат, обеспечения и постоянного
улучшения качества промысловой информации.
Стандарт описывает цели и задачи, планирование, основные процедуры и
отчетность при проведении гидродинамических исследований.
Стандарт является обязательным к применению документом при проведении
всех указанных в нем видов ГДИС.
Данный Стандарт рассматривает общие вопросы проведения ГДИС.
Конкретные вопросы проведения ГДИС рассматриваются в соответствующих
Инструкциях по проведению ГДИС и иных нормативных документах. В частности,
описание бизнес-процессов при проведении ГДИ, создание систем управления
базами данных ГДИС рассматриваются в отдельных документах.
Требования Стандарта соответствуют Деловому кодексу ТНК-BP. Процедуры
его реализации предусматривают открытое и конструктивное обсуждение качества
и эффективности работы сотрудников компании в области ГДИС,
совершенствование самого Стандарта с учетом передового опыта.
Основные положения Стандарта соответствуют рекомендациям руководящих
документов и отраслевых стандартов в области ГДИС, действующих на
территории Российской Федерации.
Настоящий Стандарт разработан для обеспечения надлежащего качества и
объема информации, получаемой при проведении ГДИС, с целью ее дальнейшего
эффективного использования при составлении проектных документов, анализе,
планировании и контроле разработки месторождений.
Стандарт определяет процедуры организации, планирования, проведения и
интерпретации результатов, оборота и хранения данных ГДИС нефтяных и газовых
скважин, взаимодействия участников рассматриваемых процессов.
Требования Стандарта распространяются на составление технических и
геологических заданий при заключении договоров с подрядчиками на проведение
всех типов ГДИС; на составление планов и отчетов по работам, выполняемым
силами подразделений ТНК-ВР; на систему контроля качества.
Невыполнение требований данного Стандарта ведет к неэффективному
использованию кадрового потенциала и денежных ресурсов компании, снижает
степень изученности эксплуатационных объектов при мониторинге,
проектировании и научном сопровождении разработки месторождений, повышает
лицензионные риски.
10
Положениями данного Стандарта должны руководствоваться геологические
службы недропользователей при подготовке исследований, полевые супервайзеры
по исследованиям скважин для контроля готовности подрядчиков и качественного

11. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
проведения запланированного комплекса исследований, а также инженеры по
ГДИС при интерпретации исследований.
При проведении работ необходимо строго соблюдать требования компании в
области ОТ, ПБ и ООС, а также неукоснительно соблюдать «Золотые правила
безопасного ведения работ в ТНК-ВР».
ГДИС, виды и типы исследований
ГДИС – это комплекс технологических мероприятий по измерению
динамических значений актуальных физических величин в скважинных условиях,
направленный на получение информации о текущих гидродинамических
параметрах и режимах эксплуатации системы пласт-скважины и фильтрационных
параметрах пластов. База данных об исследуемом объекте-месторождении
используется в дальнейшем при принятии решений о вариантах дальнейшей
эксплуатации как всего объекта разработки, так и проведении геолого-
технологических мероприятий и коррекции режимов работы отдельных скважин
или групп скважин.
Среди разнообразных методов исследования нефтегазовых пластов в условиях
их разработки особое место ГДИС связано с тем, что рассматриваемый тип
исследования непосредственно in situ связан с изучением фильтрационных потоков
в пластах и потоков жидкостей в скважинах посредством прямого измерения
текущих значений и их изменений во времени дебитов (объемных скоростей
потоков) и давлений флюидов, их фазовых состояний, а в ряде случаев температур
и иных параметров.
ГДИС являются частью общего комплекса исследования скважин и пластов. С
учетом этого в рассматриваемом Стандарте выделяются три вида исследований:
• Собственно, гидродинамические исследования скважин (далее - ГДИС)
• исследования по получению текущей промысловой информации (далее
- ТПИ)
• Исследования, связанные с ГДИС, но по принятой классификации не
относящиеся к гидродинамическим (далее – ГДИС+ - сопровождение).
В области ГДИС данный Стандарт распространяется на следующие
исследования, применяемые на практике в компании ТНК-ВР:
1. метод снятия индикаторных диаграмм (ИД);
2. метод кривой восстановления давления (КВД);
3. метод кривой падения давления (КПД);
4. метод кривой стабилизации давления (КСД);
5. метод исследования при закачке (ИЗН);
6. метод кривой восстановления уровня (КВУ);
7. исследование скважины с переменным дебитом (ИСПД);
8. исследование нагнетательной скважины на изменяющихся режимах
(ИДН);
9. метод гидропрослушиваниея (ГП).
На практике часто применяются комбинированные исследования вида
ИД+КВД, длительные исследования (ДИС).
11

12. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
К области ГДИС+-сопровождение данный Стандарт относит следующие
исследования:
1. Определение профиля притока и поглощения (ПП)
2. Отжим динамического уровня
3. Использование многократного испытателя пластов (ГДК)
4. Использование испытателя пластов на трубах) (ИПТ)
5. Запись эпюр давлений и температур (ЭДТ)
6. Глубинные пробы нефти (ГПН)
7. Трассерные исследования
При планировании, проведении и интерпретации ГДИС используются
различные технологии, приборы и компьютерные программы, перечни и
назначение которых приводится в Приложении
К ТПИ данный Стандарт относит следующие исследования:
1. Измерение дебита жидкости
2. Измерение дебита попутного газа
3. Измерение расхода воды
4. Определение обводненности
5. Измерение трубного устьевого давления
6. Измерение трубной устьевой температуры
7. Измерение межтрубного устьевого давления
8. Измерение межтрубной устьевой температуры
9. Определение забойного давления
10. Определение пластового давления
11. Измерение температуры на забое
12. Определение пластовой температуры
13. Определение динамического уровня
14. Определение статического уровня
12

13. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
Требования к исследованиям по видам и объемам
Рекомендуемый объем исследований и охват фонда исследованиями ГДИС,
ГДИС+ и ТПИ приводится в РД 153-39.0-109-01.
Для нефтяных, газовых, газоконденсатных, водонагнетательных скважин, вне
зависимости от способа эксплуатации и конструкции, Стандарт разделяет ГДИС
на:
• поисковых и разведочных скважинах;
• вышедших из бурения скважинах;
• действующих скважинах;
• скважинах до и после проведения ГТМ.
Исследования водозаборных скважин проводятся по аналогии с
исследованиями вышедших из бурения скважин.
Стандартом выделяются
• обязательные исследования - обязательны к проведению;
• исследования, проводимые по специальному плану - исследования,
которые проводятся в дополнении к обязательным с целью решения
каких-либо вопросов разработки данного объекта, очередность
проведения которых не может быть стандартизирована.
Обязательные исследования
Категория поисковые и разведочные скважины.
На каждой поисковой, разведочной скважине проводятся разовые
исследования:
• ТПИ: замеры пластового давления и температуры, замер статического
уровня;
• ГДИС: Освоение + КВД+ИД+КВД; По специальному плану ГП и ДИС
(с обязательным закрытием скважины на забое);
• ГДИС+: ПП, ГДК, ЭДТ, ГПН; По специальному плану ИПТ.
Категория скважины вышедшие из бурения.
Исследование вышедшей из бурения скважины должны включать:
• ТПИ: замеры пластового давления и температуры, замер статического
уровня (замеры 12, 13, 14);
• ГДИС: Освоение+КВД+ИД+КВД (КПД+ИДН); По специальному плану
ГП и ДИС;
• ГДИС+: ПП, ГДК, ЭДТ, ГПН; По специальному плану ИПТ.
• Такой же комплекс разовых исследований проводится по-
необходимости по специальным планам на простаивающих,
наблюдательных, пъезометрических скважинах.
Категория действующие скважины.
Исследования ГДИС в первую очередь производятся на скважинах входящих
в опорную сетку скважин.
13

14. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
На действующих скважинах допускается проведение следующих
исследований по специальному плану:
• ТПИ: замеры пластового давления и температуры, замер статического
уровня;
• ГДИС: КВУ, КВД (КПД)*, ИД(ИДН)*;
• ГДИС+: ПП, ЭДТ, ГДК, ИПТ, Отбор глубинных проб, Трассерные
исследования.
Категория скважины до и после проведения ГТМ.
Для ГТМ, затраты по которым превышают $ 200 000 США проводятся
разовые исследования:
• ТПИ: Все замеры осуществляются с периодичностью минимум один
день как минимум за месяц до ГТМ и как минимум месяц после ГТМ;
• ГДИС: КВД (КПД)* до и после ГТМ, расчет притока для определения
производительности спускаемого оборудования;
• ГДИС+: ПП и ЭДТ
Для других ГТМ:
По 25% обрабатываемых скважин, приоритетно на скважинах опорной сетки:
• ТПИ: Все замеры осуществляются с периодичностью минимум раз в
три дня как минимум за две недели до ГТМ и как минимум две недели
после ГТМ;
• ГДИС: КВД (КПД)* до и после ГТМ.
(*) В скобках указывается комплекс исследований для нагнетательных
скважин.
14

15. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ГДИС
Непосредственной целью проведения ГДИС является определение
гидродинамических параметров пластов, рассчитываемых по определенным
математическим моделям на основе измерений текущих значений базовых
физических величин: давления, скорости потока, температуры и т.д., определение
гидродинамических связей, местоположения макромасштабных неоднородностей.
Знание полученных по результатам ГДИС параметров позволяет принимать
решения:
• о режимах работы отдельных скважин;
• о проведении ГТМ (геолого-технологических мероприятий);
• об использовании полученных результатов при построении
компьютерных ПДМ (постоянно действующих моделей);
• о вариантах разработки (доразработки) месторождения при
проектировании ТС (технологических схем).
Для достижения целей проведения ГДИС решаются задачи:
1) проектирование исследования
2) непосредственное проведение измерений
3) оценка достоверности и интерпретация результатов исследования
4) передача информации заказчику в установленных форматах.
Исходя из поставленных целей ГДИС, выбирается необходимый комплекс
ГДИС и производится соответствующее проектирование исследования.
Различают цели для:
ГДИС на разведочных скважинах и скважинах на стадии ОПЭ/ОПР;
ГДИС на эксплуатационных скважинах;
ГДИС на нагнетательных скважинах;
ГДИС на вертикальных и наклонно-направленных скважинах;
ГДИС на горизонтальных скважинах;
ГДИС на скважинах с ГРП.
ГДИС на разведочных скважинах и скважинах на стадии ОПЭ/ОПР
Целью проведения ГДИС на разведочных скважинах является:
• определение типа флюида и замер начального дебита;
• определение скин-фактора;
• отбор проб флюида;
• определение фильтрационных свойств пласта (проницаемость,
трещины, напластование);
• определение границ (разломы, области дренирования);
• определение начального пластового давления;
• определение потенциала скважины при работе в установившемся
режиме.
Использую полученную информацию, производится:
• с коммерческой точки зрения определяется тип флюида и стартовый
дебит;
15

16. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
• оценка запасов углеводородов;
• оценка продуктивности будущих скважин, планирование разработки
месторождения, оценка экономической привлекательности проекта;
• анализ PVT;
• оценка фильтрационных свойств пласта;
• уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины;
• определение положения продуктивных пластов и геологических
неоднородностей в межскважинном пространстве.
ГДИС на эксплуатационных скважинах
Целью проведения ГДИС на эксплуатационных скважинах является
определение следующих основных параметров:
• проницаемость;
• скин-фактор;
• забойное давление;
• среднее пластовое давления в зоне отбора / нагнетания;
• область дренирования, наличие границ.
Используя полученную информацию, производится:
• оценка продуктивности скважины и потенциала для интенсификации
притока;
• оценка фильтрационных свойств пласта;
• оценка изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне;
• оценка эффективности вскрытия пласта;
• оценка энергетических свойств пласта;
• уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины;
• определение положения продуктивных пластов и геологических
неоднородностей в межскважинном пространстве;
• определение межпластовых перетоков.
ГДИС на нагнетательных скважинах
Целью проведения ГДИС на нагнетательных скважинах является определение
следующих основных параметров:
• проницаемость;
• скин-фактор;
• среднее пластовое давления в зоне нагнетания;
• область дренирования, наличие границ;
• определения давления образования/открытия/закрытия трещин.
Используя полученную информацию, производится:
• оценка коэффициента приемистости скважины и потенциала для
интенсификации;
• оценка загрязнения призабойной зоны;
• оценка фильтрационных свойств пласта;
• оценка давления образования трещин в пласте;
• оценка энергетических свойств пласта;
• уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины;
16

17. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
• определение оптимальных параметров (приемистость/забойное
давление) работы скважины.
ГДИС на вертикальных и наклонно-направленных скважинах
В зависимости от стадии разработки месторождения цели ГДИС на
вертикальных скважинах описаны соответствующими пунктами.
ГДИС на горизонтальных скважинах
В зависимости от стадии разработки месторождения цели ГДИС на
горизонтальных скважинах описаны соответствующими пунктами..
Дополнительно определяются:
• длина работающей секции горизонтального ствола;
• отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей kv/kh;
• механический и геометрический скин-факторы.
ГДИС на скважинах с ГРП.
В зависимости от стадии разработки месторождения цели ГДИС на скважинах
с ГРП описаны соответствующими пунктами. Дополнительно определяются:
• полудлина трещины;
• проводимость трещины;
• механический и геометрический скин-факторы.
Цели ГДИС по видам исследований описаны в типовых инструкциях по этим
исследованиям.
Техническое задание на исследования, проведение и интерпретацию ГДИС и
передача информации для последующего использования играют фундаментальную
роль в обеспечении управления качеством всего производственного процесса
нефтегазодобычи, поскольку от степени достоверности и своевременного
поступления информации по результатам ГДИС принимаются решения,
определяющие всю стратегию последующей эксплуатации месторождения. Таким
образом, ГДИС являются важнейшим элементом в процессе проектирования и
мониторинга эксплуатации месторождений.
17

18. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
2. ОПИСАНИЕ ГДИС
В данном разделе приводятся краткие описания основных видов ГДИС,
типичные кривые, параметры, получаемые по результатам исследований в
скважинных условиях.
2.1. Индикаторная диаграмма (ИД)
Индикаторная диаграмма отображает зависимость дебита жидкости или
газа от величины депрессии.
Проведение данного типа исследования предполагает реализацию в скважине
последовательного изменения отдельных режимов ее работы путем многократного
изменения депрессии и получения при каждом установившемся забойном давлении
относительно стабильного дебита жидкости или газа (Рис. 2.1).
Рисунок 2.1. Типичное исследование по записи Индикаторной Диаграммы.
Показаны изменения во времени дебитов и забойных давлений.
При исследовании ИД обязательно производятся замеры дебитов жидкости и
газа на каждом режиме, а также замеры забойных и устьевых давлений и
температур на протяжении всего исследования.
Диапазон изменений депрессий: от наименьшей (при которой к забою
скважины еще происходит приток жидкости) до наибольшей (при которой
скважина работает без возникновения условий выделения свободного газа на забое
и без разрушения коллектора и колонны). Другие режимы работы скважины в ходе
исследования должны равномерно распределяться между этими крайними
значениями.
На этапе проектирования ИД необходимо определить:
1. N - Количество режимов ( оптимальное число - 4 -5, но не менее трех);
2. dd - Депрессию для каждого режима (депрессия на каждом шаге может
регулироваться размером штуцера, частотой работы насоса);
3. t - Длительность работы на режиме.
18

19. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
Проведение ИД предполагает использование спускаемых глубинных
манометров, возможно использование Y-tool или перманентных глубинных
датчиков. Глубина спуска должна быть близкой к объекту исследований. Устье
скважины оборудуется приборами для измерения трубного и межтрубного
давления и температуры и трехфазным расходомером. По завершении
исследования производится считывание результатов, демонтаж приборов и запуск
скважины в работу на предписанном режиме.
По результатам интерпретации ИД с высокой степенью достоверности
можно определить:
• коэффициент продуктивности;
• коэффициенты продуктивности a и b для газовых скважин;
• оптимальный режим работы скважины (посредством регулирования
забойного давления, размера штуцера, частоты работы насоса и.т.п.).
Особенности.
Поскольку для пластов с низкой проницаемостью время стабилизации может
быть очень большим, возможно использование изохронного метода, когда
скважина отрабатывает последовательно на каждом из дебитов с последующей
остановкой после каждой отработки, причем все периоды отработки и простоя
имеют одну и ту же определенную длительность. Исключением является
последний режим работы, на котором дожидаются полной стабилизации давления
[Эрлагер Р., 2004 ].
2.2. Кривая восстановления давления (КВД)
Кривая восстановления давления это зависимость изменения в скважине
забойного давления от времени после ее остановки (прекращения отбора
жидкости).
Данный тип исследования предполагает отработку скважины на режиме
постоянного дебита на протяжении достаточно длительного времени для
достижения стабилизированного давления в пласте с последующей остановкой
скважины с полным герметичным закрытием на устье или на забое (для
предотвращения эффекта послерпитока (рис.2.2).
19

20. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
Рисунок 2.2. КВД. Изменение давления и дебита во времени после закрытия
скважины.
Проведение КВД предполагает использование спускаемых глубинных
манометров, возможно использование Y-tool или перманентных глубинных
датчиков. Глубина спуска должна быть близкой к объекту исследований. Устье
скважины оборудуются манометрами для замера трубного и межтрубного
давлений и температур.
Допускается использование манометра на приеме насоса, оборудованного
термаманометрической системой (ТМС) передачи данных в том случае, если
манометр соответствует требованиям настоящего Стандарта. При использовании
манометров ТМС нет потерь нефти на этапе подготовки скважины. В данном
случае необходимо обеспечить оперативную ежесуточную передачу данных
манометра в геологическую службу заказчика для своевременного принятия
решения о прекращении исследования.
При исследовании КВД обязательно производятся замеры дебитов жидкости
или газа на режиме отработки, а также замеры забойных и устьевых давлений и
температур на протяжении всего исследования.
На этапе проектирования исследования необходимо определить:
1. t - длительность отработки от закрытия скважины и длительность,
собственно, КВД;
2. dd - депрессию для режима отработки.
По результатам интерпретации КВД с высокой степенью достоверности
можно определить:
• проницаемость;
• скин фактор;
• среднее пластовое давления в зоне отбора;
• область дренирования, наличие границ пласта;
• режим течения.
20

21. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
Дополнительно, со средней степенью достоверности, где это возможно,
определяются:
• длина работающей секции горизонтальной скважины;
• отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей;
• геометрический скин- фактор;
• полудлина трещины;
• проводимость трещины.
Особенности и проблемы
Сложно поддерживать постоянный дебит перед закрытием скважины.
Для обеспечения отсутствия послепритока необходимо закрыть скважину на
забое.
Потери добычи из-за простоя скважины при регистрации КВД.
При исследовании низкодебитных скважин с низкопроницаемыми
коллекторами повышение точности обусловлено, главным образом, улучшением
качества данных
Следует избегать закрытия скважин на устье. Результаты будут иметь низкий
уровень достоверности при кратковременных испытаниях и длительном
заполнении ствола. Исследования рекомендуется проводиться с помощью
пакеров.
Иногда эти скважины работают в периодическом импульсно режиме перед
закрытием. Дебиты жидкости и газа должны быть известны на протяжении 4-5
периодов предыстории.
Преимущества
Технически проще обеспечить постоянство дебита равного нулю на устье при
закрытии скважины
2.3. Кривая падения давления (КПД)
Кривая падения давления - это зависимость изменения забойного давления от
времени при закрытии (остановке) скважины. В рамках данного Стандарта понятие
используется применительно к нагнетательным скважинам.
Данный тип исследования предполагает режим закачки по скважине с
последующей остановкой скважины (рис. 2.3).
21

22. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
Рис. 2.3. КПД. Изменение дебита и давления во времени после прекращения
нагнетания.
При исследовании КПД обязательно производятся замеры приемистости на
режиме закачки, а также замеры забойных и устьевых давлений и температур на
протяжении всего исследования.
На этапе проектирования исследования необходимо определить:
1. t - длительность режима нагнетания до закрытия скважины и длительность,
собственно, КПД;
2. dd - депрессию для режима нагнетания.
По результатам интерпретации результатов КПД с высокой степенью
достоверности можно определить:
• проницаемость;
• скин фактор;
• среднее пластовое давления в зоне нагнетания;
• область дренирования, наличие границ.
Дополнительно, со средней степенью достоверности, где это возможно,
определяются:
• длина работающей секции горизонтальной скважины;
• отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей;
• геометрический скин фактор;
• полудлина трещины;
• проводимость трещины.
Преимущества
Дебит закачки легче контролировать, чем дебиты в добывающих скважинах.
Экономически простои в нагнетательных скважинах менее убыточны, чем в
добывающих.
2.4. Кривая стабилизации давления (КСД)
Кривая стабилизации давления в добывающих скважинах (часто именуется
кривой падения давления в добывающих скважинах)- это зависимость изменения
забойного давления при пуске скважины в эксплуатацию с постоянным дебитом
после ее длительного простоя.
При исследовании КСД обязательно производятся замеры дебита, а также
замеры забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего
исследования.
На этапе проектирования исследования необходимо определить:
1. t - длительность простоя до момента пуска скважины и длительность,
собственно, КСД;
2. dd - дебит рабочего режима.
По результатам интерпретации результатов КСД с высокой степенью
достоверности можно определить:
• проницаемость;
• скин фактор;
• область дренирования, наличие границ.
Дополнительно, со средней степенью достоверности, где это возможно,
определяются:
22

23. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
• длина работающей секции горизонтальной скважины;
• отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей;
• геометрический скин фактор;
• полудлина трещины;
• проводимость трещины.
Особенности и проблемы:
Сложно поддерживать постоянный дебит,
Скважина не обязательно находится в статическом состоянии перед
исследованием, что характерно для недавно пробуренных или
эксплуатировавшихся незадолго перед исследованием.
Преимущества
Экономически выгоден, не требует остановки скважины.
Исследование может быть весьма длительным, что позволяет определить
область дренирования и границы пласта.
На больших временах колебания дебита становятся менее существенны.
Следует сказать, что метод кривой стабилизации давления (drawdown test) в
добывающих скважинах, является редко используемым, поэтому решение о
проведении данного типа исследования принимается руководителем геологической
службы цеха как специальное исследование. В дальнейшем тексте Стандарта не
расшифровывается подробно реализация этого метода, учитывая его
принципиальную схожесть в процедурном аспекте с другими рассматриваемыми
методами.
2.5. Исследования при закачке в нагнетательных скважинах (ИЗН)
Исследование при закачке в нагнетательной скважине (injecting test) - это
зависимость изменения забойного давления при пуске скважины в режим закачки с
постоянным дебитом после ее длительного простоя (предполагается, что давление
по всему пласту постоянно).
При исследовании при закачке обязательно производятся замеры
приемистости на режиме закачки, а также замеры забойных и устьевых давлений и
температур на протяжении всего исследования.
На этапе проектирования исследования необходимо определить:
1. t - длительность простоя до пуска скважины и длительность, собственно,
КСД;
2. dd - дебит рабочего режима.
По результатам интерпретации при закачке с высокой степенью
достоверности можно определить:
• проницаемость;
• скин фактор;
• область дренирования, наличие границ.
Дополнительно, со средней степенью достоверности, где это возможно,
определяются:
• длина работающей секции горизонтальной скважины;
• отношение вертикальной к горизонтальной проницаемостей;
• геометрический скин фактор;
• полудлина трещины;
23

24. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
• проводимость трещины.
Особенности и проблемы:
Сложно поддерживать постоянный дебит.
Скважина не обязательно находится в статическом состоянии перед
исследованием, что характерно для недавно пробуренных или
эксплуатировавшихся незадолго перед исследованием.
Наличие эффекта многофазного течения при закачке жидкости, отличной от
пластового флюида.
Возможность образования трещин в призабойной зоне
Преимущества
Экономически выгоден, не требует остановки скважины.
Может быть весьма длителен, что позволяет определить область
дренирования и границы.
На больших временах колебания дебита становятся менее существенны.
Дебит в нагнетательных скважинах легче контролировать, чем в добывающих
Следует сказать, что метод исследования при закачке в нагнетательных
скважинах, также является редко используемым, поэтому решение о проведении
данного типа исследования принимается руководителем геологической службы
цеха как специальное исследование. В дальнейшем тексте Стандарта не
расшифровывается подробно реализация этого метода, учитывая его
принципиальную схожесть в процедурном аспекте с другими рассматриваемыми
методами.
2.6. Кривая восстановления уровня (КВУ)
Кривая восстановления уровня - это зависимость изменения уровня жидкости
в межтрубном пространстве от времени после остановки добывающей скважины,
находившейся на протяжении длительного времени в эксплуатации.
Рис.2.4. Типичное исследование по записи КВУ с пересчетом значений уровня
жидкости в забойное давление.
При исследовании КВУ производятся замеры уровня. Далее данные замеров
пересчитываются в забойные давления и исследование, фактически, сводится к
КВД с послепритоком.
24

25. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
При подготовке к исследованию устье скважины оборудуется уровнемером и
манометром для замера динамического уровня, трубного и межтрубного давлений
и температур. Непосредственно перед закрытием скважины на КВУ проводится
определение динамического уровня отжимом. При КВУ производятся замеры
дебитов жидкости или газа на режиме отработки, а также замеры устьевых
давлений и температур на протяжении всего исследования.
На этапе проектирования исследования необходимо определить:
1. t - длительность отработки до остановки скважины и длительность,
собственно, КВУ;
2. dd - депрессию для режима отработки.
По результатам интерпретации КВУ с низкой степенью достоверности
можно определить:
• проницаемость;
• скин фактор;
• среднее пластовое давления в зоне отбора;
• область дренирования, наличие границ.
Особенности и проблемы:
Из-за больших погрешностей при определении уровней жидкости
традиционно применяемыми для этого акустическими методами (эхолотами), а
также погрешностей при пересчете значений уровней в значения забойного
давления, исследования КВУ могут приводить к значительным неточностям при
определении фильтрационных параметров пластов.
С целью улучшения качества определения скорости звука необходимо:
• выявить факторы, наиболее влияющие на скорость распространения
звуковой волны,
• периодически корректировать значения скоростей звука по мере
изменения условий разработки,
• использовать контроль отражений от специальных реперов,
• монтировать на НКТ специальные реперы,
• в качестве поправочного коэффициента использовать формулы
зависимости скорости звука от давления в межтрубном пространстве,
адаптированные к условиям конкретных месторождений,
• вести контроль скорости звука непосредственно в момент измерения
уровня в конкретной скважине,
• увеличить число измерений скорости звука в исследовании до 20 с
анализом динамики изменения ее величины.
Необходимо снизить погрешности в плотности продукции путем
отслеживания состава, возможности расслоения и наличия пены. Для чего
рекомендуется применять методы отжатия пены и измерения градиента
температуры в НКТ.
В целом, качество данных получаемых с помощью КВУ самое невысокое,
поэтому предпочтение надлежит отдавать глубинным измерениям.
Таблица 2.1 сравнительной информативности методов ГДИС
Определяемые параметры пластаМетод
ГДИС Коэфф
ициент
Пла
стовое
Про
ницае-
С
кин -
Пар
аметры
Пара
метры
25

26. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
продуктивн
ости
давление мость фактор границ трещины
ИД
(устьевой и
глубинный
замер)
+ + − − − −
КВУ
(устьевой замер)
+ + + + − −
КВД
(глубинный
замер)
+ + + + + +
Обозначения: «+»−возможность получения параметра с требуемой точностью,
«−»− невозможность корректного определения параметра.
2.7. Исследования скважин с переменным дебитом (ИСПД)
К исследованиям с переменным дебитом относятся исследования с
различными вариантами изменений дебитов скважин при регистрацией
соответствующих изменений давлений. Так, исследование типа КВД является
частным случаем исследований скважин с переменным дебитом.
В данном стандарте под ИСПД будет пониматься исследования на двух
режимах:
при первом - в скважине реализуется псевдо-установившийся приток;
при втором - в скважине после осуществляется переход на режим с одним
значением дебита, а затем, - на режим с дебитом в два (как принято в данном
Стандарте) раза меньшим предыдущего режима (рис.2.5).
Рисунок 2.5. Исследование скважины с переменным дебитом. Показаны
изменения во времени давления и дебита на двух режимах.
Точность измерений дебитов в этом случае имеет намного большее значение,
чем при обычных исследованиях скважин с постоянным дебитом. Без
качественных данных изменений дебита невозможно провести достоверную
интерпретацию, что накладывает дополнительные требования на используемую
аппаратуру и техничку измерений.
При подготовке к исследованию необходимо оборудовать устье скважины
трехфазным расходомером, уровнемером и манометром для замера динамического
уровня, трубного и межтрубного давления и температуры. По завершении
26

27. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
исследования производится считывание результатов, демонтаж приборов и запуск
скважины в работу на предписанном режиме.
На этапе проектирования исследования в два режима необходимо
определить
t - длительность работы на втором режиме.
По результатам интерпретации ИСПД с высокой степенью достоверности
можно определить:
• проницаемость и скин-фактор;
• среднее давление в зоне дренирования/отбора;
• коэффициент продуктивности.
Преимущества данного метода:
• снижение потерь по добыче нефти;
• минимизация эффекта влияния ствола скважины.
2.8. Исследования нагнетательной скважины на изменяющихся режимах
(ИДН)
Исследование, осуществляемое посредством пошагового ступенчатого
изменения дебита в нагнетательной скважине (ИДН или Step Rate Test),
заключается в следующем: необходимо произвести несколько (часто – 6) равных
по времени шагов с изменениями режимов работы скважины путем
последовательного увеличения депрессии (рис. 6), с условием, что
продолжительность каждого режима достаточна для окончания эффекта влияния
ствола скважины.
Исследование должно быть спроектировано таким образом, чтобы первые три
режима соответствовали радиальному притоку к стволу скважины, когда закачка
идет в пласт без образования трещин. Последние три режима должны обеспечить
образование трещин в пласте и изменение характера притока от радиального к
линейному.
Рис. 2.6. Процедура проведения ИДН
При исследовании ИСПД обязательно производятся замеры приемистости
воды автоматическим расходомером на каждом режиме, а также замеры забойных
и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования.
На этапе проектирования исследования необходимо определить:
27

28. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
1. dd - депрессию для каждого режима (например, меняя последовательность
штуцеров);
2. t - Длительность работы на каждом режиме.
Основной целью проведения ИДН является определение давление
образования / открытия / закрытия трещин в пласте.
В дополнение к давлению образования трещин, ИДН позволяет оценить такие
параметры как проницаемость, скин и среднее пластовое давление в зоне закачки
скважины.
2.9. Гидропрослушивание (ГП)
Гидропрослушивание - это исследование изменения давления в реагирующей
(наблюдательной) скважине, вызванное изменением депрессии (дебита) в
возмущающей скважине.
Рис. 2.7. Типичное гидропрослушивание.
Показано изменение дебита на возмущающей скважине и вызванное этим
изменение давления на реагирующей скважине.
При исследовании ГП в возмущающей скважине обязательно производятся
замеры дебитов жидкости и газа во время отработки/закачки, а также замеры
забойных и устьевых давлений и температур на протяжении всего исследования. В
наблюдательной скважине обязательно производится замер забойного давления и
температуры высокочувствительными глубинными манометрами.
При исследованиях такого типа для каждой скважины следует использовать
два глубинных манометра высокой разрешающей способности (ожидаемый отклик
давления может быть в районе 0.01 атм и меньше).
На поздних стадиях разработки, вместо ГП проводятся трассерные
исследования.
На этапе проектирования исследования необходимо определить:
1. t - длительность отработки/закачки возмущающей скважины;
2. dd - депрессию для режима отработки/закачки.
По результатам интерпретации ГП с высокой степенью достоверности
можно определить гидродинамическую связность коллектора.
Дополнительно, со средней степенью достоверности, рассчитываются:
• общая сжимаемость системы;
• средняя гидропроводность коллектора;
• средняя пьезопроводность коллектора;
28

29. Технический стандарт ТНК-ВР. Гидродинамические исследования скважин.
• анизотропия проницаемости по площади (при исследовании нескольких
скважин).
Особенности и проблемы:
Требуется длительное время, чтобы сигнал достиг реагирующей скважины
Величина изменения давления в реагирующих скважинах может быть весьма
малой по значению
Манометры, установленные в реагирующих скважинах должны иметь
достаточную чувствительность и малый дрейф. В настоящее время этому
удовлетворяют кварцевые датчики.
Необходимо поддерживать дебиты соседних скважин постоянными на
протяжении всего исследования, чтобы они не вносили помехи.
Преимущества
Возможность исследовать пласт сразу по нескольким направлениям.
Поскольку в качестве возмущающей может быть выбрана нагнетательная
скважина, а в качестве реагирующих - пьезометрические или наблюдательные
скважины, то нет необходимости останавливать добывающие скважины.
2.10. Комбинация ИД + КВД
В практике часто применяется комбинирование исследований ИД и КВД. В
таких случаях отработка скважины проводится на различных режимах (рис. 2.8).
Рисунок 2.8. Типичное исследование ИД+КВД.
При исследовании ИД + КВД обязательно производятся замеры дебитов
жидкости и газа на каждом режиме, а также замеры забойных и устьевых давлений
и температур на протяжении всего исследования.
В рамках данного Стандарта допускаются только исследования ИД + КВД,
причем длительность КВД не должна быть меньше времени записи ИД:
1. отработка скважины на режимах - ИД прямым ходом (увеличение дебита от
режима к режиму), причем с равной длительностью работы на каждом режиме;
2. остановка скважины на КВД.
29