Гидродинамические исследования скважин и пластов со сложными траекториями нестационарных течений, а также неньютоновских нефтей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, доктор технических наук Шагиев, Рудольф Гиндуллович

• Шагиев, Рудольф Гиндуллович
• доктор технических наук
• 2000

Оглавление диссертации доктор технических наук Шагиев, Рудольф Гиндуллович

Анализ теоретических основ гидродинамических исследований скважин на неуста-ЕЮВИВШ1ИХСЯ режимах (КПД-КВД). Модель пластовой фильтрационной системы

1.1 Основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима фильтрации. Главные допущения.

1.2. Прямые и обратные задачи подземной гидромеханики и их приложения к гидродинамическим исследованиям скважин.

1.3. Основная задача линейной теории упругого режима. Метод без учета притока.

1.4. Принцип суперпозиции в процессах восстановления давления. Учет работы скв&жнны до остановки. Метод Хорнера .,.,„.,.,.

1.5. Ближние изменения состояния прюабойной зоны пласта ш распределение давления. Скин-фаюгор.

1.6. Влияние объема ствола скважины на перераспределение забойного давления.

1.7. Разработка метода анализа данных исследований скважин с помощью универсальных графиков и шлеток.7В

1.7.1. Пример интерпретации данных реагирующих скважин.

1.8. Исследование и разработка диагностических признаков (ДП) различных типов фшшьтраюроевпьк потоков.

1.9. Разработка новых средств анализа данных ГДИС - производных давления.

Выводы.

ГЛАЕВА

Разработка методов шинирования техники и технологии проведения гидродинамических исследований скважин.

2.1. Выбор вида гидродинамического исследования и данных для составления программ ГДИС.

2.2. Методы планирования технологии проведения ГДИС.

2.3. Характеристика приборов и оборудования для ГДИС

Выводы

ГЛАВА

Разработка методов анализа и интерпретации КПД-КВД с использовавшем диагностических признаков.

3.1. Последовательность анализа и интерпретации данных ГДИС.

3.2. Пример апробации предлагаемых методов.

Выводы.^

Особенности исследовании! газовых скважин.

Выводы.

ГЛАВА S

Разработка методов анализа и интергфетации данных ГДИС горивонталпьных скважин

5.1. Характеристика неустановившихся процессов перераспределения давления в горизонтальных скважинах.

5.2. Особенности планирования ГДИС горизонтальных сважия.

5.3. ОпытГДИС горизонтальных скважин и апробация предложенных методов

Выводы.

Г JA1BA

Разработка методики, техники и технологии ГДИС месторождений аномальных нефтей.,.^

6.1. Методика изучения влияния аномально—вязкостных свойств нефти с предельным градиентом на характер КВД.

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

6.3. Обработка и интерпретация результатов.

6.4. Гистерезиеные явления при исследовании пластов.

6.5. Исследование скважин на стационарных режимах.

Выводы.

ЗДЮШЧПЕШПИПЕ шивши© [выводы mi рекомендации

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Шагиев, Рудольф Гиндуллович

выводы. до остановки, что может ническими свойствами пластовой нефти что

1— Ш>41)

IV

10

7,87

7,2 к скважине зона характер изу= т.е. пласта от дебита скважины

5и эыпгь количественной характеристикой фактора проявления аномальных свойств

101ЖИ С й к И та

I© ей т о 4 2 о М^о и о еекам серия кривых (1-4) восстали©! тесЦго см. в тс

В перкэд исследования с». 7707 были снята текже кривые падения давления после нефть

7177.

Ьлги ив скв. 7707 и 7177

24°С и атмосферном давлении равнялась соответственно 0,033 и 0,038 Пах.

Ж. О. а и

ПВДрО! циент сжимаемости нефти и

М2(трж+0с) затем подстав

С! + ¡а2р2 = С2р.2 5

А У /

§

4, да а ¡1 ! © ^Ь © ^ 4

9 о

РшЕо Фактические кривые падения давления по екв. 7707

Графическое решение уравнения (6.24) даст величину вязкости нефти в удалент.е. гки двух скв. нефти с неразрушенной иведены в табл. 6.4.

Таким ©б] сюгажине в ленной з 1я нефть. Вероятно, в из ть с оольшеи вязкостью, зоне пласта нефть имеет мшпда &о> нефти для двух кривых практически совпадают)

44 Юигаеротгаьше яшшпиш трш ишпадшшшш шшастш

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 ДЛМ1П-2М и манометрами с местной регистрацией МПГ=2у, а изменение давления во времени - дифманометром ДГМ-4М.

Отметим!, что чувствительность ДЛМП и МГГ 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 блажу 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. но 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.