МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт ( ВНИИ )

ИНСТРУКЦИЯ

по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин РД 39 - 3 - 593 - 81

1982 г

МИНИСТЕРСТВО ШФТЯНОЯ ПРОМШДЕННОСТИ Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт ( ВНИИ )

Первый заместитель Министра нефтяной промышленности

ИНСТРУКЦИЯ

по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин РД 39 - 3 - 593 - 81

1982 г.

10

логического строения и применяемой технологии разработки. Принципиальный комплекс характеризует минимальный объем исследовательских работ на разрабатываемых объектах и должен являться составной частью всех обязательных комплексов*

В зависимости от специфики геологического строения залежей и условий их разработки в обязательные комплексы могут быть включены;

а)    исследования взаимодействия скважин (гидропрослу-шивание),

б)    исследования по определению предельного безводно*» го или безгазового дебита (в условиях образования водяных или газовых конусов),

в)    исследования по установлению оптимального дебита скважин в условиях разрушения породы-коллектора_#

г)    специальные исследования по контролю текущей неф-тенасыщекности гидродинамическими методами или в комплексе с геофизическими«термометрическими и др* методами*

д)    другие виды исследований «необходимость которых обоснована в проектных документах на разработку объектов или в специальных работах по анализу и контролю разработки залежей*

D обязательных комплексах при необходимости может быть установлена большая частота отдельных видов исследований и измерений { по сравнению с табл.приложения 1»)*

4* ОПРОСЫ ТШОЬОПШ НСШДОЗАНлй И ШЖШМ,

4.1* Определение дебита нефти «попутной воды и газа по добывающим скважинам и приемистости нагнетательных скважин по результатам поверхностных измерений.

4.1,1, Определение дебита жидкости добывающих скважин,

Определение дебита жидкости добывающих скважин на

11

обустроенных объектах осуществляется на групповых замерных установках в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

Длительность измерений дебита по каждой подключенной к установке скважине должна устанавливаться дифференцированно, исходя из необходимости измерения дебита с погрешностью, не превышающей паспортную (2,5$),

Для каждой подключенной к установке скважины должен устанавливаться опытным путем поправочный коэффициент, учитывающий разницу в величинах противодавления в выкидной линии во время замера дебита и в процессе нормальной работы, (кроме скваж*гн, оборудованных'ШГН).

С учетом этого коэффициента фактический объемный дебит скважины С},фсмг. определяется по формуле

п *0 Г |(4.1)

где О -замеренный дебит на установке, м^э/сут.,

7 V&W.

-Давление на буфере скважины в процессе измерения дебита, кгс/см^,

-давление на буфере во время нормальной работы скважины, кгс/см2,

С_п -поправочный коэффициент.

Для определения Сп необходимо получить экспериментальным путем зависимость дебита скважины от буферного давления (при замере дебита) в диапазоне,близком к нормальным условиям эксплуатации скважины.

Для получения этой зависимости проводится специальное исследование включающее:

1)    замер рабочего буферного давления (Р^    )    при    ра

боте скважины в общий коллектор;

2)    замер дебита (CJ^_M }, скважины на групповой установке и измерение возросшего (вследствие перевода продукции скважины на замерную линию)буферного давления CP_{S >tfM}.) i

3)    перевод скважины на режим эксплуатации с противодавлением на буфере (p*_s ^ ),превышающим дав-

12

(PVtMKT.) на 2-4 кгс/см2;

4) замер дебита < су_эчи) на групповой установке (черев 3-6 часов) и намерение буферного давления

^ с. sm. ^

Коэффициент С* определяется по формуле

0 s Яапн.-Я'ми•    (4.2,)

Р в. а«и“ Р '»««••

При исследовании скважины получены данные,приведенные в табл,1.

Измеряемые величины    :    1-й    режим    :    2-й    режим

.•(рабочий) :

Таблица 1, Данные для расчета поправочного коэффидаемта при определении дебита скважины.

1,    Дебит скважины по замеру на групповой установке,м°/сут, 2,    Противодавление на буфере скважины при работе в общий коллектор |>СщЯСТ. , кгс/см2 78 64 18,5 20,4 6, Противодавление на буфере скважины в процессе измерения дебита рв >вм ,кгс/см<; 19,6 21,4

По формуле (4,2.)

Рг -28-Г-64, д 7 £2 °^ч 21,4-19,6

фактический дебит скважины на-рабочем режиме при нормально:! работе в общий коллектор определим по Формуле (4# 1*)

⁷⁸ ^ ⁺    73Tiff) ] “ ⁸⁶ м⁸/сут,

Относительная погрешность замера дебита без учета поправки Сп в рассмотренном случае составляет

При проведении исследований по определенно поправочного коэффициента Сп следует пользоваться манометрами повышенного клагса- точности (образцовыми или контрольными) с правильно подобранный поделом измерений (так,чтобы из-величина составляла VQ-SOjf от предела измерений прибора), ^мв&иныв: исследования необходимо проводить при

IS

изменении способа эксплуатации скважины, при замене насосного оборудования» после подземных и капитальных ремонтов и при значительном изменении дебита скважины (более 4(й0.

Необходмооть влияния поправки должна устанавливаться опытным путем, как описано шЬе. Для скважин с низший коэффициентами продуктивности, для которых рассчитанная поправка к дебиту не превышает 2,536 можно пользоваться данными прямого замера на АГЗУ.

На иеобустроенных и разведочных площадях измерение дебита жидкости осуществляется с помощью установок БИУС или индивидуальных замерных установок, включающих трап я мерную емкооть.

Основными требованиями к таким установкам и технологии проведения замеров на них являются:

1)    обязательная калибровка мерной емкости и

2)    обеспечение замера при том же буферном давлении, что и при нормальной эксплуатации скважины, посредством регулирования задвижкой.

4.1.2. Определение обводненности продукции добывающих скважин.

Определение обводненности продукции добывающих скважин производится путем отбора .проб жидкости на выкидтх линиях или в мерных емкостях и последующего их лабораторного анализа.

Частота и количество одновременно отбираемых проб для скважин каждого объекта устанавливаются опытны* путам, Исходя из требований правильного учета продукции.

Повышение представительности проб достигается путем установки пробоотборных кранов на вертикальных участках выкидных линий. Однако при таком способе контроля Обводненности относительно надежные ее количественные оценки в виде средних значений за относительно длительный промежуток времени (декаду,месяц,квартви) в большинстве случаев могут быть получены лишь в результате статистической обработки значительного количества определений.

При отсутствии определений обводненности другой бо-

14

лее точными способами для обработки результатов гидродинамических исследований используется именно осредненные значения, а не данные единичных определений.

Значительно более надежные данные об обводненности могут быть получены путем анализа проб, отбираемых из мерных емкостей трубчатыми щупами.

На объектах, где способ контроля обводненности по пробам из выкидных линий не дает удовлетворительной точности (2+5#), необход^о попользовать или передвижные или стацио-нарнсг устанавливаемые на групповых установках мерные емкости специально для определений обводненности при гидродинамических исследованиях скважин.

А.1.3. Определение дебита попутного газа.

Дебит попутного нефтяного газа на групповых замерных установках измеряется турбинными счетчиками газа (типа Аг.ат-I), а из индивидуальных замерных установках (на вы-* кяде из трапа)турбяяиыми счетчиками или с помощью дифференциальных манометров с дроссельными устройствами - в соответствии с инструкциями по эксплуатации этрх приборов 4! инструкций по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин ГI J ш

А л.А. Определение приемистости водоиагие-тзтолышх скважин.

Приемчстост-ь Водонзгиотчтольиих скважин измеряется счетчиками или расходомерами Диафрагменного тила,турбишш-ми,электромагнитными t* другими гцутборами, установленными на кустовых имсостх от пшиях (ИЮ) в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих приборов.

Осиовищ тохколргичооккм требованием к системе контроля прнимгости я к; потея обеспечение возможности раздольного измерения пр-»очис?оот!«по каждой нагнетательной скважине,

а-с‘:дег_чозание тнЩмлеГ Платова tr прием не-7 >с?и по дайн*-if измерений глубинными пригорим и.

^lt * < • I • дели и услозтгя провиленин исслелорзнм ,

■ п р ик е и ч ги а я а пп а р этуjn.

15

Исследование профилей притока и приемистости скважин производится с «целью послойного изучения вскрытых экс-плуатационных объектов.

В результате исследований должны быть получены в табличном (ом.табл.2) и графическом (см.рисД) виде зависимости суммарного расхода жидкости - (^ ) и ее обводненности (Пь ) от глубины измерения. (И) в пределах общего интервала перфорации (интегральный профиль) и определены дебиты жидкости - (Afy) и обводненности (П*Д для отдельных участков перфорированного интервала -    )(дифференциаль

ный профиль),

исследования проводятся на скважинах,а которых:1) технически возможен спуск глубинных приборов до глубины нижних отверстий интервала перфорации (фонтанных;газлифтных механизированных, оборудованных для спуска приборов через затрубное пространство;нагнетательных); ^температура и давление на забое не превышают предельные рабочие значения этих параметров для серийно выпускаемых приборов.

Исследования проводятся с помощью глубинных деби-томеров, расходомеров и комплексных приборов .имеющих датчики расхода и компонентного состава жидкости» Как правило, должны использоваться приборы прямого измерения, в которых в качестве датчиков используются вращающаяся или заторможенная турбинка,поплавок.диск^поршень обтекания и др» Полученные профили при необходимости ( в случае недостаточной чувствительности приборов прямого измерения или при сомнительных результатах) корректируются по даннш исследований приборами-косвенного измерения (плотномеры,термометры, термоанемометры и др») в соответствии с действующим руководством по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений^!.

4»2.2* Основные требования к технологии исследования профилей притока и приемистости»

Технологические операции по подготовке скважин к исследованиям профилей притока приборами прямого измере-16

ния и по проведение самих исследований,коррекция полученных профилей и их интерпретация - производятся о соответствии с действующим руководством по применению потокометрических скважинных измерений при послойном определении характеристик эксплуатируемого разреза для контроля разработки нефтяных месторождений£5Э.

При исследованиях должны выполняться следующие основные технологические требования:

1) до начала исследования должен быть проведен замер дебита (приемистости) скважины и определена обводненность продукции (путем статистической обработки данных предшествующих анализов);

2) путем сопоставления замеренного дебита (приемистости) на поверхности и суммарного дебита (приемистости) замеренного глубинным прибором, при его установке над верхними перфорационными отверстиями должен быть определён поправочный коэффициент «учитывающий неполную пакеровку прибора и возможное несоответствие скважинных условий условиям градуировки прибора.

Аналогичным способом должен быть определен поправочный коэффициент для расходной обводненности продукции;

3)    исследование должно проводиться при установившемся режиме эксплуатации скважины (режим можно считать установившимся₉ если за промежуток времени - 30 мин. дебит по показания! прибора,установлен-кого над верхними перфорационными отверстиями,изменяется не белее; чем На &£);

4) результаты исследований должны быть точно приведены по глубине (методами«изложенными в вышеупомянутых руководствах).

4.3.3. Обработка результатов исследований профилей притока(приемистости).форма их представления.

1 Определение попр-.ьочных коэффициентов к показаниям приборов прямого измерения.учитывающих несоответствие скэихинкых условий условия!/ стендовой гред\ировки.

Несоответствие условий ръАи»ш глубинных к мерений

17

ПрябО'ООВ

объемного расхода в скважинах условиям я градуировкйГна стендах учитывается с помощью коэффициента ,опреде-^ ляемого из соотношения

где

^ = Я'чц.СПа.по*. + Ь*(1~ П».поОЗ    ~J

Краех. • Cf_u

дебит скважины т> жидкости в поверхностных условиях,- (определяется по замеру на АГЗУ), М³/сут.

дебит жидкости,проходящей через прибор при его установке над всеми перфорированными интервалами (определяется по показателям прибора и градуировочной кривой измерительного узла), м³/сут.

объемная доля воды в продукции скважины (по данным измерений в поверхностных условиях), безразм.

объемный коэффициент нефти (по данным исследования глубинных проб),безразм. расходный коэффициент прибора при данном значении    (определяется-по зависимости

S'noe.

V.

п.

Ь„-

К роек.

^Красх~    ^{в стек}Д0вых условиях).безразм.

С учетом коэффициента cL дебит жадности в пластовых условиях в каждой точке измерения определяется по форму-

q, = et • Крссх.-с^_{м    {4>4)}

где Q *,К_ро|м" величины определяемые по градуировочным ⁴    характеристикам    прибора и измеритель

ного узла.

Примерз Объемный дебит скважины составляет по замерам на установке "Спутник* Q_0M *12%д^э/сут*,обводненность в поверхностных условиях Па.авэ.**^^» объемный коэффициент нефти Ь_н- 1,1. величина дебита скважины по показаниям прибо'ра установленного выше всех вскрытых работ^^ щих пластов (при том же oyq^epKOM давлении) С£* *2]м³/сут Расходный коэффициент прибора по градуировочной кривой при 8ом³/сут составляет ^р_исх**' 1»?4*

По формуле (4.3) походим

18

0,92

j - 12? C0.54t-l.l (1-0.54)1 „ 1,74 . 83

Для приборов.измеряющих дебит в весовых единицах (Поток-5)^аналогичным образом определяется поправочный

^яо8. С Пь.поб. • У*а •** С^~* в.по&.) Ьн • Ун.ц.З „    Кьее.’С?ц

коэффициент cL* вес. по ф-ле

(4,6)

сЦвес.'

где &_цг весовой Дебит по. показателям измерительно-го угла прибора при его установке над вскрытыми интервалами, т/сут.

Кк£ весовой расходный коэффициент прибора при дебите Cr_u (определяется по градуировочной характеристике К вес. * ^ (&»)

5» ~ удельный вес попутной воды, т/м^э •f - удельный вес нефти в пластовых условиях, т/м³,

С учетом коэффициента сЬвк. весовой дебит жидкости в каждой точке измерения определяется! по формуле

&" - о1» вес.'К вес.* Сгч    (4,6)

где &U и К вес. определяются по градуировочным характеристикам .прибора.

При отсутствии стендовых градуировочных кривых прибора с пакером градуировка может быть проведена непосредственно в скважине в процессе ее исследования* Для этого прибор перемещают в стволе скважины о постоянной скоростью и отсчитывают при этой его показания. Методика градуировки подробно изложена в [63,

Поправочный коэффициент на показания глубинных влагомеров по обводненности продукции U_olj_B, определяется по формуле

D    П*.    ев».

^Лв»-^S'n4.tna.i4.♦Ci- IW)b«3    (4.7)

где П ар. - обводненность продукции скважины по показания* прибора(установленного над всеми вскрытыми

пластами ( в объемных долях).

19

Остальные обозначения те же,- что и в формуле (4*3)

С учетом поправочного коэффициента    ) обвод

ненность жидкости в любой точке измерения определяется по формуле

Пв^я Ппр *Ко&&.    (4.8)

Пример* Определить поправочный коэффициент на показания прибора по обводненности продукции при его установке над всеми работающими пластами при следующих условиях;

Л&.РС1&* ** 0jd4|    s    2^1*    Л,    йр,—    0,42.

По формуле (4*7)

^обв* 0,42 С 0,34+ .(1-0,54) . 1,13

2 Определение поинтервалъных значений дебита .удельного дебита жидкости и обводненности продукции для построения дифференциального профиля притока.

Поинтервальные значения дебита жидкости    ,

удельного дебита жидкости    и обводненности П*

определяются исходя из скорректированных интегральных профилей притока и обводненности по следующим фюрмулам

м³/сут.    (4*9)

м³/сут.м* (4,10)

(4*11)

Д Я'*

где Пж». ^и % _й -соответственно обводнеьность продукции и дебит жидкости в верхней точке интервала,

П» н ^и Чок.н~ ^{т0 в нкжней точке} интервала,

Н - толщина интервала - м,

Пример* Определить пожтервальние значения дебита^и

удельного дебита Жидкости, а также обводненности продукции в интервале 1637,0 - 1637,5 м. если в верхней его точке (1637 м) дебит жнцкости составляет 22,4 м³/сут. и обводненность 0,о8, а в нижней (1637,0 м)    м^э/сут

АННОТАЦИЯ

б инструкции сформулированы задачи гидродинамических исследовании и приведен комплекс исследований по категориям скважин на стадиях разведки и разработки месторождений.

изложены основные технологические требования к производству измерений и исследований в промышленных условиях.

Описаны и иллюстрированы примерами способы обработки результатов, исследований методами восстановления давления, установившихся отборов и исследований взаимодействия скважин.

о приложениях даны вспомогательные таблицы и

графики.

Инструкция предназначена для обязательного использования службами нефтедобывающих предприятий,осу ~ ществляющими работы пб гидродинамическим исследованиям*

20

Пв.н.*⁰»? (см,табл.2).

По формулам (4.9), (4.10) и (4.11)

AQ = 22,4 - 17,6 * 4,8 м⁸/сут.

Г

-^-i«!- -    9,6    м³/сут,м.

_п;- о^-⁸. '-^zzf~ °*⁷ * ¹⁷^ - o,i4

3) Форма представления результатов исследований профилей притока и приемистости.

Результаты исследований профилей притока должны представляться в виде таблицы (Составленной по форме табл. 2. и графиков по форме(Представленной на рис, 1.

6 аналогичной форме должны представляться данные исследований профилей приемистости водонагнетатедьных скважин (без данных об обводненности).

4.3. исследование динамики затухания притока жидкости в ствол скважины подле ее остановки.

4.3.1». Исследование динамики затухания притока путем прямых измерений.

Исследования динамики затухания притока жидкости в ствол скважины после ее остановки с помощью прямых измерений глубинными дебитомераыи производятся с целью определения характеристик скважины и эксплуатируемого объекта (как в целом по разрезу, так и по отдельные пластам)мето-доы восстановления давления.

Эти исследования производятся по окончании исследований профиля притока бее извлечения глубинного прибора из скважины.

Предварительно на основании данных геофизических исследований и предшествующих исследований профилей притока в разрезе выделяются 2-3 интервала, разделенных непроницаемыми разделами,и в интервалах последних выбираются точки, в которых будут фиксироваться величины лритонов жидкости в ствол скважины после ее закрытия на устье. Одна иа этих точек должна располагаться над верхним пластом.

Руководящий документ*

Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин*

РД 39 -3-593-81

Взамен "Временной инструкции по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин? Гостоптехиздат, 1963г.

Приказом Министерства нефтяной' промышленности от 1д.лП.81г. № 677 Срок введения с 1.1.82г.

Срок действия до 1.1.87г.

1. Предисловие.

1. Настоящая инструкция составлена Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ЗН*М) с участием ряда территориальных НИИ Министерства нефтяной промышленности (БашНШЙнефть _аСевкавНйПИнефть „СибШШШ ,АэНй11й нефть и др.).

2. При составлении инструкции учитывались современное состояние теории гидродинамических исследований^состояние и ближайшие перспективы обеспечения нефтедобывающих предприятий приборами и оборудованием для исследований*пластов и скважин накопленный опыт исследовательских работ на промыслах и современные требования к объему и качеству информации„необходимой для решения задач проектирования* контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений.

План инструкции и ее первая редакция рассылались на отзывы производственным предприятиям и территориальным научно-исследовательским и проектным институтам нефтяной промышленности„окончательная редакция составлена с учетом полученных замечаний и пожеланий.

Предлагаемая инструкция существенно отличается от инструкции l^Gir.издания, Так с цель» повышения точности определения параметров пласта расширен раздел "вопросы технологии исследований и измерений". Введен раздел, касающийся вопросов исследования взаимодействия скважин при периодическом изменении дебита возмущающей сквахнин.

4

В разделе.посвященном обработке результатов исследования методом кривой восстановления давления с учетом притока, приведены упрощенный метод обработкиприменяемый в случаях, когда кривая затухания притока может быть удовлетворительно адроксимирована квадратной параболой, а также обобщенный дифференциальный метод,позволяющий обрабатывать кри вые восстановления давления по скважинам, в которых дебит изменялся в период,предшествующий исследование. По обобщенному дифференциальному методу дана программа для проведения расчетов на ЭШ.

Инструкция предназначена для обязательного использования всеми предприятиями и службами,выполняющими гидродинамические исследования нефтяных пластов и скважин.

При производстве гидродинамических исследований и относящихся к ним измерений кроме настоящей инструкции следует пользоваться:

1Утвержденным МНП "Принципиальным комплексом гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных'месторождений".

2 Утвержденными производственными нефтедобывающими объединениями обязательными комплексами гидродинамических и промыслово-геофизических исследований для разрабатываемых объектов.

3)Инструкцилми по эксплуатации используемых стандартных приборов, оборудования и замерных установок.

4 Действующими правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, утвержденными Госгортехнадзором СССР.

5}Комплексами гидродинамических исследований.предусматриваемых утвержденными проектами разведки, проектами проб мой эксплуатации,технологическом схемами опытно-промышленной разработки, проектами (технологическими схемами ) разработки.

Допускается использование (наряду с наложенными в инструкции) технологических приемов и методов обработки результатов гидродинамических исследований.предусматриваемых согласованными с ВНИИ и утвержденными и установленном порядке стандартами предприятий.

5

2. ОБЩйЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

2.1* Цели и задачи гидродинамических исследований.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных составных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных месторождений, включающего также геолого-промысловые,геофизические₍лабо-раторные и др.виды исследований и используемого с целью получения информации,необходимой для решения задач подсчета запасов,проектирования, контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений*

К гидродинамическим методам исследований относятся методы определения свойств или комплексных характеристик продуктивных пластов и скважин по данным эксперимен -тальных наблюдений на изучаемых объектах взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.

Непосредственно гидродинамическими методами определяются следующие параметры:

1) коэффициент продуктивности ( К )добывающей скважины и коэффициент приемистости ( К» ) нагнетательной скважины;

2) осредненное значение коэффициента гвдролровод-ности пласта { fe ) в районе исследуемой скважины или на участке между двумя исследуемыми скважинами;

3) осредненное значение коэффициента пьезопроаод-ности пласта (зе) в районе исследуемых скважин;

4) коэффициент гидродинамического совершенства скважины ( £ -);

5 Приведенный радиус скважины { Ъпр. ).

Параметры К (л»),    являются    комплексными.

Но определению

-Ж ^{А см}

"Г ttl    (2.1.)

где    К -осредненное значение коэффициента проницае

мости пласта в исследуемом районе, Д ;

К -работающая толщина пласта(осредкекная),см;

м -вязкость жидкости в пластовых условиях,СП.

7

новных метода гидродинамических исследований:

1.    Метод восстановления давления (динамического уровня).

2.    Метод установившихся отборов.

3.    Метод исследования взаимодействия скважин.

Метод восстановления давления используется для исследования добывающих и водонагнетательных скважин при фильтрации в пласте однофазной жидкости (нефти или воды) или водо-нефтяной смеси.

Метод в общем случае сводится к прослеживанию изменения забойного давления скважины после резкого изменения установившегося режима ее эксплуатации (пуск,остановка) с одновременным прослеживанием (при необходимости) изменения притока (оттока) жидкости из пласта в ствол скважины, и последующей обработке полученной информации (См*5.1) с целью определения гидропроводности пласта,продуктивности скважины,коэффициента ее гидродинамического совершенства и др.

Метод установившихся отборов используется для исследования добывающих и нагнетательных скважин при фильтрации в пласте однофазной жидкости, а также водонефтлной и нефтегазовой смесей*

Метод сводится к измерению дебитов скважин (покомпонентно) и забойных давлений Кв нескольких (3-х и более) установившихся режимах эксплуатации,построению зависимости дебит-забойное давление или дебит - депрессия (Р_ПЛ -**заб ) ^и последующей обработке полученной информации (См.&.2) с целью определения коэффициента продуктивности (приемистости) скважины и оценки гидропроводности пласта в ее районе.

Метод.исследования взаимодействия скважин(гидропрослушивание) используется для установления гидродинамической связи между выбираемыми парами скважин и определения осредненных значений гидропроводности и пье^опроводности пластов в районе этих скважин в условиях фильтрации в пласте однофазной жидкости или водонефтяной смеси* а одном исследовании могут участвовать две или более скважин*

8

.остлльные ~ psctaupy ншимм. Ьоэмуиллшидей Одна из них является возмугдающеи^азывается скважина, на

которой производится изменение режима эксплуатации по заранее намеченной программе (пуск,остановка,периодическая работа и др*). Реагирующими называются сквьжины, по которым производятся наблюдения за изменениями забойного давления,вызванными изменением дебита возмущающей скважины.

Метод сводится: 1)к наблюдениям динамики забойного давления в реагирующих скважинах в течение определенного периода до начала изменения дебита возмущающей скважины ( с целью выявления фона), 2) создании возмущения поля давления в пласте ( в возмущающей скважине), 3регистрации изменений забойных давлений в реагирующих скважинах в течение определенного периода после начала возмущения (см. 4*8) и 4Обработке полученных данных с целью определения параметров & и э£ (см.5*3).

3. Комплекс гвдродинамических исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений.

3.1* Стадия промышленной разведки месторождений*

На стадии промышленной разведки нефтяных месторождений по всем нефтяным и законтурным скважинам,вскрывающим объекты, подготавливаемые к промышленной разработке, в обязательном порядке должен проводиться следующий комплекс исследований;

а)    исследование методом установившихся отборов (не менее,чем на 3-х режимах) с построением индикаторных диаграмм и определением коэффициента продуктивности и оценкой величины гедропрозоднооти. по каждому работающему пласту (промает*#);

б)    исследование методом восстановления давления с определением коэффициента гидропроводности пласта и количественной оценкой коэффициента продук-тивности^приведенного радиуса скважины и коэффи-

9

циента гидродинамического совершенства скважины;

в)    замеры начального пластового давления и температуры пласта;

г)    отбор исследования глубинных проб нефти с целью определения в пластовых условиях давления насыщения» содержания растворенного газа,вязкости, плотности,объемного коэффициента нефти и др.;

д)    исследования методом гидропрослушивания и другие специальные исследования предусмотренные проектом разведки.

3*2* Стадия пробной эксплуатации объекта.

На стадии пробной эксплуатации объекта должен проводиться следующий комплекс исследований:

а)    по новым скважинам после их освоения исследования в соответствии с пп. "а" /6^й /в" раздела 3,1 настоящей инструкции;

б) периодические и специальные исследования в объемах, предусматриваемых проектом пробной эксплуатации*

3,3* Стадия промышленной раэраоотки объекта.

Виды, объемы и периодичность исследовательских работ на эксплуатационных объект ах, находящихся на стадии промышленной разработки, регламентируются обязательными комплексами гидродинамических и промыслово-геофизических исследований для каждого объекта,составленными отраслевыми территориальными научно-исследовательскими институтами и утвержденными руководством производственных нефтедобывающих объединений*

Обязательные комплексы составляются на базе принципиального комплекса гидродинамических и промысловое геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений утвержденного МНП 1о/У-1979г*

(см.приложение 1.) и утвержденного проекта (технологической схемы) разработки объекта, с учетом опыта исследований на данном объекте,а также особенностей его гео-