Индикаторные Кривые Добывающих Скважин: Комплексный Анализ, Типология, Факторы и Методы Интерпретации для Оценки Продуктивности и Состояния Призабойной Зоны

В мире нефтегазовой инженерии, где каждая скважина представляет собой сложную гидродинамическую систему, понимание ее производительности и состояния призабойной зоны является критически важным для эффективной разработки месторождений. Среди множества диагностических инструментов особо выделяются индикаторные кривые (ИК) — мощный и наглядный метод, позволяющий «прочитать» внутреннее состояние скважины и пласта. Эти графические зависимости, связывающие дебит скважины с забойным давлением или депрессией, служат краеугольным камнем для оценки продуктивности, планирования геолого-технических мероприятий и оптимизации режимов эксплуатации.

Цель данного реферата — предоставить исчерпывающий и систематизированный обзор индикаторных кривых, начиная с их определения и физического смысла, до глубокого анализа типов, форм, влияющих факторов и методов интерпретации. Мы рассмотрим как классические подходы, так и современные применения, в том числе в контексте высокотехнологичных (smart) скважин. Особое внимание будет уделено критическому анализу ограничений и допущений, что позволит сформировать полное и объективное представление о возможностях и границах применимости этого метода. Данный материал призван стать ценным источником знаний для студентов и аспирантов нефтегазовых вузов, углубляющих свои компетенции в области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Основы Индикаторных Кривых: Определение, Физический Смысл и Практическое Значение

В основе любой добывающей скважины лежит динамическое взаимодействие между пластом, флюидом и собственно скважиной. Для количественной оценки этого взаимодействия ключевым инструментом являются индикаторные кривые (ИК), также известные как индикаторные диаграммы (ИД). По своей сути, индикаторная кривая представляет собой графическую зависимость дебита скважины (Q) от забойного давления (P_заб) или от депрессии (ΔP), где депрессия определяется как разность между пластовым давлением (P_пл) и забойным давлением (ΔP = P_пл — P_заб).

Физический смысл индикаторной кривой глубоко укоренен в принципах гидродинамики и термодинамики пластовых систем. Она отражает не что иное, как связь между производительностью скважины (дебитом) и фактической способностью пласта отдавать флюид в скважину при заданных условиях давления на забое. Иными словами, ИК — это своего рода «паспорт» скважины, который показывает ее текущую работоспособность и эффективность взаимодействия с коллектором. Чем больше дебит при меньшей депрессии (или при более высоком забойном давлении), тем выше продуктивность скважины, что прямо указывает на эффективность использования ресурсов пласта.

Практическое значение индикаторных кривых трудно переоценить для инженеров-разработчиков и технологов по добыче нефти и газа. Среди ключевых применений выделяются:

• Определение коэффициента продуктивности: Это один из важнейших параметров, характеризующих приток флюида к скважине. Он показывает, какой объем флюида скважина способна отдавать в единицу времени при изменении депрессии на единицу.
• Оценка пластового давления: Уникальная особенность ИК заключается в возможности экстраполировать ее до линии нулевого дебита (Q = 0). Точка пересечения с осью давлений в этом случае даст значение текущего пластового давления. Это позволяет работать с кривыми даже при отсутствии актуальной информации о пластовом давлении, что крайне важно для оперативного анализа.
• Диагностика состояния призабойной зоны: Форма ИК чутко реагирует на изменения в призабойной зоне, такие как загрязнение, кольматация, или наоборот, улучшение проницаемости после стимуляции.
• Прогнозирование дебита: Зная текущую ИК, можно прогнозировать дебит скважины при изменении забойного давления, например, при изменении режима работы насоса или диаметра штуцера.
• Выбор и оценка способов воздействия на пласт и призабойную зону: Изучение скважин методом установившихся отборов по индикаторным кривым имеет решающее значение при планировании геолого-технических мероприятий (ГТМ). Анализ ИК «до» и «после» воздействия позволяет количественно оценить эффективность проведенных работ. Эти способы воздействия могут быть весьма разнообразны и включают:
  • Химические методы: Солянокислотные обработки, обработки смесями соляной и плавиковой кислот, направленные на растворение кольматирующих отложений и увеличение проницаемости.
  • Физико-химические методы: Использование различных реагентов для изменения свойств флюидов или коллектора.
  • Тепловые методы: Закачка горячих жидкостей, паротепловая обработка, применяемые для снижения вязкости тяжелых нефтей и улучшения их подвижности.
  • Механические методы: Гидравлический разрыв пласта (ГРП) для создания высокопроводящих трещин, гидропескоструйная перфорация, торпедирование для вскрытия новых пластов или интенсификации притока.
  • Гидродинамические и физические методы: Создание перепадов давления, волновые воздействия для очистки призабойной зоны.

Важно отметить, что индикаторная кривая определяется на интервале между средним пластовым давлением (при котором дебит равен нулю) и теоретическим атмосферным давлением на забое. Производительность, соответствующая атмосферному давлению на забое, известна как AOFP (Absolute Open Flow Potential) — это максимальный теоретический дебит скважины, который она могла бы обеспечить при отсутствии противодавления на забое. В то же время, при забойном давлении, равном среднему внутрипластовому давлению, производительность скважины логично равна нулю.

Газодинамические исследования скважин (ГДИС) на стационарных режимах фильтрации по индикаторной кривой являются одним из ключевых методов для получения оперативной информации о текущем состоянии скважины и ее призабойной зоны.

Таким образом, индикаторные кривые — это не просто графики, а мощный диагностический инструмент, позволяющий глубоко проникнуть в динамику пластовой системы и принимать обоснованные решения для максимизации нефте- и газодобычи, что в конечном итоге повышает экономическую эффективность разработки месторождения.

Классификация и Характерные Формы Индикаторных Кривых

Разнообразие форм индикаторных кривых (ИК) — это не случайность, а зеркальное отражение сложных и многофакторных процессов, происходящих в системе «пласт-скважина». Каждая из этих форм несет в себе уникальную информацию о характере фильтрации флюида, состоянии коллектора и призабойной зоны, а также о свойствах самих флюидов. Анализ этих форм позволяет инженерам-нефтяникам «читать» пласт и принимать обоснованные решения, что критически важно для эффективного управления добычей.

Линейные индикаторные кривые

Самая простая и идеализированная форма индикаторной кривой – это прямая линия. Она возникает в тех случаях, когда фильтрация флюида в пласте подчиняется линейному закону Дарси. Закон Дарси постулирует прямую пропорциональность скорости фильтрации перепаду давления, что характерно для ламинарного течения однофазного, маловязкого флюида в однородном, высокопроницаемом коллекторе при низких скоростях фильтрации.

В таких условиях уравнение притока жидкости к скважине принимает вид:

Q = Kпр (Pпл - Pзаб) = Kпр ΔP

где:

• Q — дебит скважины;
• K_пр — коэффициент продуктивности, постоянная величина для данного пласта и скважины;
• P_пл — пластовое давление;
• P_заб — забойное давление;
• ΔP — депрессия на пласт.

На графике (Q от ΔP) такая зависимость выглядит как прямая линия, проходящая через начало координат (при ΔP = 0, Q = 0). В координатах (Q от P_заб) это будет прямая линия с отрицательным наклоном, пересекающая ось давлений в точке, соответствующей пластовому давлению (при Q = 0, P_заб = P_пл).

Нелинейные индикаторные кривые: Причины и формы

Однако в реальных условиях линейный закон Дарси часто нарушается, что приводит к появлению нелинейных индикаторных кривых. Это многообразие форм является ценным источником информации о сложностях, возникающих в пластовой системе, и о необходимости более глубокого анализа.

Основные причины нелинейности ИК:

1. Образование зоны двухфазной фильтрации: Если забойное давление опускается ниже давления насыщения нефти газом, начинается выделение свободного газа. В призабойной зоне образуется двухфазный поток (нефть + газ), что резко меняет фильтрационные характеристики, поскольку подвижность каждой фазы зависит от ее насыщенности и вязкости. Это приводит к значительному увеличению сопротивления фильтрации.
2. Изменение проницаемости и раскрытости микротрещин: В некоторых коллекторах (например, трещиноватых) проницаемость может зависеть от эффективного давления. При снижении внутрипластового давления трещины могут сужаться, уменьшая проницаемость. И наоборот, при определенных условиях, напряжения в породе могут способствовать раскрытию микротрещин.
3. Превышение критических скоростей движения флюида: При высоких скоростях фильтрации в призабойной зоне (что характерно для высокодебитных скважин, особенно газовых) линейный закон Дарси перестает быть справедливым. Возникают инерционные потери давления, которые пропорциональны квадрату скорости фильтрации.

Характерные формы нелинейных ИК:

• Выпуклая к оси дебитов форма: Это наиболее часто встречающийся вид нелинейной ИК, особенно при исследовании скважины со снижением забойного давления. Она свидетельствует о том, что с увеличением депрессии (снижением забойного давления) прирост дебита замедляется. Физически это означает, что коэффициент продуктивности уменьшается с ростом дебита. Причинами такой формы могут быть все вышеупомянутые факторы: двухфазная фильтрация, снижение проницаемости при депрессии, инерционные потери.
• Вогнутая, затем прямолинейная форма: Эта специфическая форма характерна для скважин, добывающих аномально-вязкую нефть. В начальной зоне, при малых депрессиях, требуется значительное усилие для начала движения такой нефти (эффект начального градиента давления), что приводит к вогнутости кривой относительно оси дебитов. Затем, по мере увеличения депрессии и снижения вязкости (за счет растворения газа или нагрева), индикаторная кривая может выходить на прямолинейный участок.
• S-образные и серповидные кривые: Эти более сложные формы являются результатом комплексных многофакторных процессов, часто связанных с динамическим изменением свойств флюидов (например, выделение газа, обводнение), изменением геометрии фильтрационных путей или взаимодействием различных зон коллектора. S-образная форма может указывать на переход от одного режима фильтрации к другому, или на наличие различных механизмов притока в зависимости от депрессии.

Для газовых скважин нелинейность проявляется особенно ярко из-за высокой сжимаемости газа и значительных скоростей фильтрации. В таких случаях часто используется двучленный закон фильтрации Форхгеймера, который описывает зависимость потерь пластовой энергии от дебита скважины в виде:

Pпл2 - Pзаб2 = aQ + bQ2

где:

• P_пл — пластовое давление;
• P_заб — забойное давление;
• Q — дебит газа;
• a — фильтрационный коэффициент, учитывающий вязкость и проницаемость;
• b — инерционный коэффициент, учитывающий недарсиевские потери.

В случае нелинейности, важно понимать, что коэффициент продуктивности (K_пр) является не постоянной, а переменной величиной, зависящей от дебита скважины или депрессии. Это требует более глубокой математической обработки, чем простая линейная аппроксимация.

Индикаторные кривые для различных типов флюидов и скважин

Особенности индикаторных кривых зависят не только от физики фильтрации, но и от типа добываемого флюида и способа эксплуатации скважины.

• Нефтяные скважины: В зависимости от свойств нефти (вязкость, давление насыщения), газового фактора и обводненности, ИК могут быть как линейными, так и нелинейными (чаще выпуклыми). Индикаторные диаграммы скважин, добывающих водонефтяную смесь, обычно имеют форму выпуклой кривой из-за изменяющейся фазовой проницаемости и вязкости смеси.
• Газовые скважины: Как уже было упомянуто, для них характерны нелинейные ИК, описываемые законом Форхгеймера, что связано с высокой скоростью фильтрации и инерционными потерями.
• Нагнетательные скважины: В отличие от добывающих скважин, где приток флюида происходит к забою, в нагнетательных скважинах флюид (вода, газ) закачивается в пласт. Соответственно, индикаторные диаграммы нагнетательных скважин располагаются выше оси абсцисс (положительная депрессия или забойное давление выше пластового), а их форма отражает приемистость пласта.
• Фонтанные скважины: Для фонтанных скважин, эксплуатация которых осуществляется за счет пластовой энергии, ИК строят путем изменения диаметра штуцеров на устье скважины. Изменение размера штуцера позволяет регулировать дебит и, как следствие, забойное давление, формируя точки для построения кривой.
• Механизированные скважины: Для скважин, оборудованных погружными насосами (например, УЭЦН, ШГН), ИК строят путем изменения режима работы этих насосов. Это может быть изменение длины хода полированного штока, числа качаний балансира (для ШГН) или частоты вращения ротора (для УЭЦН), а также их одновременное изменение. Каждое изменение режима приводит к новой точке «дебит-забойное давление».
• Высокотехнологичные (smart, intelligent) скважины: В современных условиях индикаторные кривые находят применение в высокотехнологичных скважинах с установками оптимизации режима эксплуатации (ОРЭ). Эти скважины оснащены датчиками, осуществляющими мониторинг в режиме реального времени. Данные о давлении и температуре флюидов в затрубном пространстве и насосно-компрессорных трубах (НКТ) из отдельных продуктивных коллекторов позволяют оперативно определять дебиты и обводненность продукции. На основе этих данных строятся и анализируются ИК для каждого интервала перфорации или отдельного коллектора, что дает возможность динамично управлять давлениями и притоками, оптимизируя добычу и повышая нефтеотдачу.

Таким образом, многообразие форм индикаторных кривых — это не просто теоретическое знание, а практический ключ к глубокому пониманию поведения пласта и скважины, позволяющий эффективно управлять процессом добычи.

Факторы, Определяющие Форму и Информативность Индикаторных Кривых

Форма индикаторной кривой — это не статичное явление, а динамическое отражение сложного взаимодействия множества геологических, физических, технологических и эксплуатационных факторов. Понимание этих влияний позволяет не только корректно интерпретировать ИК, но и принимать обоснованные решения по управлению добычей, что является залогом успеха в разработке месторождений.

Геологические и пластовые характеристики

Одной из фундаментальных причин, формирующих уникальный облик индикаторных кривых, является неоднородность пласта. Пласт редко бывает идеально однородным; его проницаемость, пористость и другие свойства могут значительно варьироваться.

• Неоднородность пласта по проницаемости: Это ключевой фактор, который может привести к несоответствию между кажущейся продуктивностью скважины и реальной проницаемостью породы. Различают:
  • Зональную неоднородность: Проявляется в изменении свойств коллектора по площади распространения пласта.
  • Вертикальную неоднородность: Характеризуется различиями в свойствах отдельных пропластков по вертикальному разрезу. Вариация величин гидропроводности (k · h) пропластков, где k — проницаемость, h — мощность, является ярким проявлением вертикальной неоднородности.
  • Площадную неоднородность: Изменение свойств по горизонтали.

  Все эти виды неоднородности оказывают решающее влияние на процессы вытеснения нефти и, в конечном итоге, на конечную нефтеотдачу. Например, в сильно неоднородных пластах флюид может фильтроваться преимущественно по высокопроницаемым прослоям, оставляя значительные запасы в менее проницаемых зонах, что сказывается на форме ИК.

• Деформация пласта при падении пластового давления: Отбор жидкости из пласта неизбежно приводит к падению пластового давления. Это падение вызыва��т увеличение эффективного напряжения в породе, что может приводить к деформации пласта, уменьшению поровых каналов и трещин. В результате происходит снижение проницаемости, особенно в слабосцементированных или трещиноватых коллекторах. Такое снижение проницаемости с ростом депрессии неизбежно приводит к выпуклым индикаторным линиям (к оси дебитов), так как при том же увеличении депрессии дебит растет медленнее, чем это было бы при постоянной проницаемости.

Свойства флюидов

Свойства флюидов, такие как плотность, вязкость и фазовое состояние, являются динамическими параметрами, которые сильно влияют на характер фильтрации и, следовательно, на форму ИК.

• Изменение плотности и вязкости флюидов:
  • Влияние растворенного газа: Вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти за счет растворенного в ней газа. Например, для Арланского месторождения это соотношение может составлять более 20, для Ромашкинского — 5,5. При падении забойного давления ниже давления насыщения газ начинает выделяться из нефти. Это приводит к увеличению вязкости оставшейся нефтяной фазы, а также к появлению двухфазной фильтрации, что резко увеличивает фильтрационное сопротивление и искривляет ИК, делая её выпуклой.
  • Температурные эффекты: Изменение температуры в призабойной зоне также может влиять на вязкость, особенно для тяжелых и высоковязких нефтей.
• Влияние газового фактора и обводненности продукции:
  • Газовый фактор: Увеличение газового фактора, особенно при выделении свободного газа в призабойной зоне, приводит к двухфазной фильтрации. Это сказывается на фазовых проницаемостях и существенно изменяет эффективную проницаемость для нефти, что ведет к нелинейности ИК.
  • Обводненность: При увеличении обводненности продукции в скважине также возникает двухфазная фильтрация (нефть-вода), что изменяет эффективные проницаемости для каждой фазы и, соответственно, влияет на форму ИК, делая ее выпуклой.

Состояние призабойной зоны скважины (ПЗС)

Призабойная зона является наиболее чувствительным участком пласта, непосредственно контактирующим со скважиной, и ее состояние оказывает критическое влияние на продуктивность.

• Роль скин-фактора (S) и дополнительных фильтрационных сопротивлений: Скин-фактор (S) — это безразмерный параметр, который количественно характеризует дополнительные потери давления в призабойной зоне по сравнению с потерями, которые были бы в идеальном, невозмущенном пласте. Он представляет собой часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление этих дополнительных фильтрационных сопротивлений.
  • Положительный скин-фактор (S > 0) указывает на ухудшение проницаемости ПЗС (например, из-за загрязнения) и приводит к увеличению депрессии при том же дебите, или снижению дебита при той же депрессии, что смещает ИК вниз и вправо (в координатах Q — P_заб).
  • Отрицательный скин-фактор (S < 0) указывает на улучшение проницаемости ПЗС (например, после ГРП или кислотной обработки), увеличивая дебит при той же депрессии.
• Влияние процессов загрязнения или улучшения ПЗС:
  • Загрязнение: Может быть обусловлено проникновением фильтрата бурового или цементного раствора, механическими частицами (кольматация), образованием солей или асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Все это приводит к снижению проницаемости ПЗС и росту положительного скин-фактора.
  • Улучшение: Такие операции, как кислотная обработка (растворение карбонатного цемента), гидроразрыв пласта (создание высокопроводящих трещин), гидропескоструйная перфорация, направлены на снижение фильтрационного сопротивления и создание отрицательного скин-фактора.
• Гидродинамическое несовершенство скважин: Это может быть связано с неполным вскрытием продуктивного пласта (несовершенство по степени), или со спецификой вскрытия (несовершенство по характеру, например, неперфорированные интервалы). Такое несовершенство влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые также учитываются скин-фактором.

Эксплуатационные и измерительные особенности

Даже при идеальном пласте и флюиде, ошибки в измерениях и некорректная технология исследования могут значительно исказить форму и информативность ИК.

• Влияние неточности определения пластового и забойного давлений: Неточные данные о давлениях являются одним из наиболее существенных источников погрешностей. Такие неточности могут возникать из-за:
  • Недостаточно установившихся режимов работы скважины: Если измерения проводятся до того, как система «пласт-скважина» достигла квазистационарного состояния, полученные дебиты и давления не будут отражать истинную продуктивность на данном режиме.
  • Нарушений технологии исследования: Несоблюдение методики замеров, неправильная установка приборов, неоптимальная последовательность режимов.
  • Значительных погрешностей используемых приборов: Некалиброванное или устаревшее оборудование. Например, при исследованиях методом кривых восстановления давления (КВД) точность определения пластового давления может составлять 6-15%, а коэффициента продуктивности – 5-20%. Подобные погрешности будут переноситься и на ИК.
• Влияние неустановившихся режимов работы: Исследования методом установившихся отборов предполагают, что каждый замер производится после полной стабилизации дебита и забойного давления. Если это условие не соблюдается, ИК может быть искажена, а ее интерпретация — ошибочной.

Таким образом, для получения достоверной и информативной индикаторной кривой необходим комплексный подход, учитывающий все вышеперечисленные факторы, а также строжайшее соблюдение методологии гидродинамических исследований. Только в этом случае ИК станет действительно надёжным инструментом для принятия решений.

Методология Построения, Анализа и Интерпретации Индикаторных Кривых

Построение и анализ индикаторных кривых – это не просто графическое отображение данных, а строгая методологическая процедура, позволяющая извлечь ценные параметры, характеризующие продуктивность скважины и состояние пласта.

Сбор исходных данных для построения ИК

Основным условием для построения достоверной индикаторной кривой является сбор исходных данных на нескольких установившихся режимах работы скважины. Это означает, что для каждого режима необходимо замерить дебит (Q) и соответствующее ему забойное давление (P_заб) только после того, как эти параметры достигнут стабильных значений.

• Количество режимов: Для построения прямолинейной индикаторной кривой теоретически достаточно двух точек, но на практике рекомендуется проводить исследования на не менее чем трех установившихся режимах для повышения точности и исключения случайных ошибок. Если же есть основания ожидать нелинейности ИК (что чаще всего и происходит в реальных условиях), то для адекватного описания кривой рекомендуется проводить исследования на пяти-семи режимах. Это позволяет более точно аппроксимировать нелинейную зависимость.
• Установление режимов: Процесс установления режима требует времени, которое зависит от фильтрационных характеристик пласта (проницаемости, сжимаемости), объема призабойной зоны и других факторов. Время стабилизации обычно составляет от нескольких часов до 2-5 суток. Важно, чтобы длительность работы скважины на каждом режиме была достаточной для достижения установившегося состояния.
• Измерение дебита: Для нефтяных скважин дебит жидкости (нефть + вода) измеряется специализированными расходомерами. Для газовых скважин расчет дебитов может выполняться по показаниям расходомера методом сужения струи газа (например, с помощью диафрагм) или по показаниям ДИКТа (диафрагменного измерителя критического течения).
• Измерение забойного давления: Забойное давление измеряется глубинными манометрами. При отсутствии возможности прямого измерения, забойное давление может быть рассчитано. Для газовых скважин расчет забойного давления может выполняться по барометрической формуле для неподвижного столба газа или по формуле для подвижного столба с учетом сопротивления потоку газа.

Методы построения и графического представления

После сбора данных можно приступать к графическому построению ИК.

• Координатные оси: Индикаторные кривые могут быть построены в двух основных координатных системах:
  • Q = f(P_заб): Дебит откладывается по оси ординат, забойное давление – по оси абсцисс. Это наиболее распространенный способ.
  • Q = f(ΔP): Дебит откладывается по оси ординат, депрессия (ΔP = P_пл — P_заб) – по оси абсцисс. Этот метод удобен, если пластовое давление известно.
• Экстраполяция для определения пластового давления: Одно из важнейших практических применений ИК – это определение текущего пластового давления, если оно неизвестно. Экстраполяция индикаторной линии до пересечения с осью ординат (при Q = 0) позволяет определить пластовое давление. Эта точка соответствует условию, когда приток прекращается, и забойное давление уравнивается с пластовым.

Анализ и интерпретация индикаторных кривых

Интерпретация ИК – это процесс извлечения количественных параметров и качественной информации о работе скважины.

• Определение коэффициента продуктивности (K_пр): Для прямолинейной индикаторной кривой коэффициент продуктивности определяется как абсолютное значение наклона индикаторной кривой в координатах дебит-депрессия (Q/ΔP). Чем круче наклон (больше дебит при той же депрессии), тем выше продуктивность.
• Использование квадратичной модели для выпуклых кривых: Если индикаторная кривая в линейных координатах (давление — дебит) имеет выпуклую форму, это указывает на нелинейный характер фильтрации. В таких случаях для обработки следует использовать квадратичную модель, например, упомянутый закон Форхгеймера для газа или его аналоги для нефти.
  • Линеаризация в преобразованных координатах: Для упрощения анализа нелинейные ИК часто линеаризуют. Например, выпуклая индикаторная кривая может быть линеаризована в преобразованных координатах (ΔP / Q против Q). Если уравнение притока имеет вид ΔP = aQ + bQ², то ΔP/Q = a + bQ. Построив график ΔP/Q от Q, мы получим прямую линию, где ‘a‘ является свободным членом (отрезок на оси ΔP/Q), а ‘b‘ – угловым коэффициентом.
  • Определение фильтрационного (‘a‘) и инерционного (‘b‘) коэффициентов: Эти коэффициенты имеют физический смысл. ‘a‘ — это фильтрационный коэффициент, характеризующий проницаемость пласта, а ‘b‘ — инерционный коэффициент, отражающий недарсиевские потери давления, особенно актуальные при высоких скоростях фильтрации в газовых скважинах.
• Расчет коэффициента гидропроводности пласта по уравнению Дюпюи: По фильтрационному коэффициенту ‘a‘ (или по коэффициенту продуктивности K_пр для линейного случая) рассчитывается начальный коэффициент продуктивности и коэффициент гидропроводности пласта. Классическая формула Дюпюи для радиального установившегося притока в скважину однородной жидкости:

Q = (2πk h ΔP) / (μ (ln (Rк / rс) + S))

где:

• k — проницаемость пласта;
• h — эффективная толщина пласта;
• ΔP — депрессия;
• μ — вязкость флюида;
• R_к — радиус контура питания;
• r_с — радиус скважины;
• S — скин-фактор.

Из этой формулы можно выразить коэффициент продуктивности K_пр = Q/ΔP и далее определить проницаемость пласта, если известны остальные параметры. Коэффициент гидропроводности пласта (σ = k h / μ) может быть определен по наклону прямолинейного участка кривой восстановления давления (КВД) или по интерпретации ИК.

• Учет длительности работы скважины на режиме: Для повышения достоверности результатов при вычислении линии регрессии (например, для определения ‘a‘ и ‘b‘) точки могут быть взвешены на длительность работы скважины на соответствующем режиме. Это позволяет придать больший вес тем замерам, которые были сделаны при более устойчивом и продолжительном режиме.
• Определение параметров пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС): Анализ формы и наклона ИК позволяет диагностировать состояние ПЗС. Отклонение от линейности, особенно на начальных участках, может указывать на наличие скин-эффекта (загрязнение или улучшение ПЗС). Путем сопоставления фактической ИК с теоретическими моделями можно оценить величину скин-фактора и, соответственно, степень повреждения или улучшения ПЗС.

Методология построения и анализа ИК требует не только точного сбора данных, но и глубокого понимания физических процессов, лежащих в основе различных форм индикаторных кривых.

Ограничения и Допущения При Использовании Индикаторных Кривых

Несмотря на свою информативность и широкое применение, индикаторные кривые, как и любой другой гидродинамический метод исследования, имеют свои ограничения и базируются на определенных допущениях. Критический взгляд на эти аспекты необходим для корректной интерпретации результатов и избежания ошибочных выводов, что является фундаментом для принятия адекватных решений в нефтегазовой отрасли.

Технологические ограничения

Достоверность любой индикаторной кривой начинается с качества исходных данных, которое напрямую зависит от технологии исследования скважин.

• Зависимость достоверности от технологии исследования и соответствия режимов установившемуся состоянию: Основное допущение при изучении скважин методом установившихся отборов заключается в том, что дебит и забойное давление на каждом режиме практически стабилизировались, и изменением этих параметров можно пренебречь.
  • Время стабилизации: В реальных условиях достижение полного установившегося режима требует значительного времени, которое может варьироваться от нескольких часов до 2-5 суток, в зависимости от фильтрационной характеристики пласта, его размеров, сжимаемости и свойств флюидов. Если замеры проводятся до полной стабилизации, полученные точки будут находиться на кривой неустановившегося режима, что приведет к искажению истинной индикаторной кривой.
  • Недостаточное количество режимов: Как уже упоминалось, для линейной ИК необходимо минимум 3 режима, для нелинейной – 5-7. Недостаточное количество точек не позволит адекватно описать форму кривой, особенно при ее нелинейности.
• Гистерезисные петли на ИК как признак неоптимальной технологии исследования: Иногда при построении ИК при последовательном снижении, а затем повышении забойного давления, можно наблюдать гистерезисную петлю, когда кривые «туда» и «обратно» не совпадают. Это явление часто является результатом неоптимальной технологии исследования, например, недостаточного времени выдержки на каждом режиме, что не позволяет пласту полностью адаптироваться к новому режиму. Также это может быть связано с необратимыми изменениями в призабойной зоне (например, разрушение скелета породы) или динамическим изменением свойств флюидов.
• Влияние неравной длительности работы скважины на различных режимах на достоверность замеров: Если время работы скважины на разных режимах существенно различается, особенно если короткие режимы предшествуют продолжительным, это может снизить достоверность замеренных забойных давлений. Это, в свою очередь, приводит к погрешностям в определении коэффициента продуктивности и к искажению индикаторной диаграммы, поскольку пласт мог не успеть полностью отреагировать на изменение режима.

Физические допущения и условия применимости

Индикаторные кривые также имеют ограничения, связанные с фундаментальными физическими допущениями о характере потока флюида.

• Ограничение устьевой ИК условием однофазного потока газа: Устьевая индикаторная кривая, которая строится на основе измерений на устье скважины, строго ограничена условием однофазного потока газа. Ее применение становится некорректным при наличии жидкости на забое скважины (например, конденсат, пластовая вода). При двухфазном подъеме флюидов по стволу скважины, связь между устьевым и забойным давлением, а также дебитом, становится значительно более сложной и требует специализированных многофазных моделей.
• Некорректность определения абсолютной проницаемости в условиях двухфазного потока: Если в пласте или призабойной зоне происходит двухфазная фильтрация (например, нефть и ��аз, нефть и вода), то по индикаторной диаграмме, построенной в координатах Q_ж — ΔP_с (дебит жидкости от депрессии), нельзя определить абсолютную проницаемость (k) пласта. Полученная в этом случае величина будет характеризовать лишь эффективную проницаемость пород при данной ее газонасыщенности или обводненности, которая всегда ниже абсолютной проницаемости и является функцией насыщенности фаз.
• Изменчивость коэффициента продуктивности при нелинейных законах фильтрации: Как уже отмечалось, при нелинейных законах фильтрации (например, при высоких скоростях потока или двухфазной фильтрации) коэффициент продуктивности не является постоянной величиной. Он становится функцией дебита или депрессии, что усложняет интерпретацию и требует использования более сложных моделей (например, квадратичных).

Расхождения с данными других методов

Индикаторные кривые часто используются в комплексе с другими методами гидродинамических исследований, и иногда могут наблюдаться расхождения в получаемых параметрах.

• Возможные расхождения между пластовым давлением и коэффициентом продуктивности, определенными по ИК и по кривым восстановления давления (КВД): Расхождения между параметрами, полученными по ИК и КВД, могут быть вызваны несколькими причинами:
  • Недостаточно установившийся режим работы скважины перед замером КВД или при построении ИК.
  • Нарушения технологии исследования для обоих методов.
  • Фундаментальные различия в методологии: КВД и ИК дают информацию о разных аспектах пласта. КВД позволяет раздельно оценивать параметры как призабойной, так и удаленной зон пласта, а также тип коллектора (однородный, трещиноватый, многослойный). Индикаторная кривая, в свою очередь, дает интегральную характеристику продуктивности скважины. Таким образом, расхождения могут указывать на наличие сложных геологических или гидродинамических условий, которые требуют более детального анализа с использованием нескольких методов.

Осознание этих ограничений и допущений является ключевым для инженера-нефтяника. Использование индикаторных кривых должно быть обдуманным и критическим, всегда сопровождаясь верификацией данных другими методами и глубоким пониманием физики процессов, что позволяет избежать дорогостоящих ошибок.

Заключение

Индикаторные кривые добывающих скважин являются одним из наиболее информативных и фундаментальных инструментов в арсенале инженера-нефтяника. На протяжении всего реферата мы подробно рассмотрели их определение, физический смысл и обширное практическое значение, подчеркнув роль ИК в оценке продуктивности, диагностике призабойной зоны и оптимизации режимов эксплуатации.

Было показано, что разнообразие форм индикаторных кривых — от идеализированных линейных до сложных S-образных и вогнутых — несет в себе уникальную информацию о характере фильтрации, свойствах флюидов и геологических особенностях коллектора. Мы углубились в анализ факторов, формирующих эти формы, таких как неоднородность пласта, изменение вязкости флюидов под действием растворенного газа, состояние призабойной зоны, выраженное через скин-фактор, а также влияние эксплуатационных и измерительных особенностей. Особое внимание было уделено современным применениям ИК в высокотехнологичных скважинах, что демонстрирует актуальность и перспективность этого метода.

Детально описанная методология построения и анализа индикаторных кривых, включающая сбор данных на установившихся режимах, графическое представление и количественную интерпретацию (в том числе с использованием квадратичных моделей и линеаризации), позволяет определять ключевые параметры пласта и скважины, такие как коэффициент продуктивности, пластовое давление и характеристики призабойной зоны.

В то же время, критически важным является осознание ограничений и допущений, присущих методу. Технологические особенности исследования, риски получения гистерезисных петель, некорректность применения устьевых ИК для многофазных потоков, а также возможные расхождения с данными КВД — все это требует комплексного подхода и тщательной верификации результатов. В конечном итоге, применение ИК – это не просто механическое построение графиков, а глубокий аналитический процесс, требующий экспертного суждения и междисциплинарных знаний.

Таким образом, индикаторные кривые представляют собой мощный, но требующий глубокого понимания инструмент. Систематизация знаний, представленная в данном реферате, призвана не только углубить понимание фундаментальных принципов, но и подготовить будущих специалистов к принятию взвешенных и эффективных решений в сложной и динамичной области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. В условиях постоянного развития технологий, интеграция анализа ИК с данными реального времени и передовыми моделями будет и далее расширять их диагностические и оптимизационные возможности.

Список использованной литературы

1. Губарев А. «КИНа не будет, если не предпринять экстренных мер для повышения нефтеотдачи» // «Нефть и капитал». 2008. №5. С.40-43.
2. Favennec Jean-Pierre. The Economics of EOR // Conference of Enhanced Oil Recovery (EOR), London, 6 Dec. 2004.
3. Хайн Норман Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти / Пер. с англ. З.Свитанько. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008.
4. Байдашин В. «Станки-качалки: возможен ли ренессанс?» // «Нефтесервис». 2008. №2. С.44-45.
5. Грей Форест. Добыча нефти / Пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001.
6. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. 2-е изд., испр. М.: Изд-во «Недра и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007.
7. Заявка на изобретение №2008128071 RU от 11.07.2008 «Способ обеспечения максимально эффективной нормы отбора нефти из добывающей скважины».
8. Заявка на изобретение №2008128074 RU от 11.07.2008 «Способ добычи нефти с использованием штангового глубинного насоса и станок-качалка для его осуществления (варианты)».
9. Заявка на изобретение №2008128076 RU от 11.07.2008 «Способ интенсификации добычи нефти и реанимации простаивающих нефтяных скважин путем электромагнитного резонансного воздействия на продуктивный пласт».
10. Нгуен Тхак Хоай Фыонг, Сергеев Виктор Леонидович. Метод идентификации индикаторной кривой при интерпретации результатов газодинамических исследований скважин // Cyberleninka.ru. 2013. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/metod-identifikatsii-indikatornoy-krivoy-pri-interpretatsii-rezultatov-gazodinamicheskih-issledovaniy-skvazhin
11. Геология нефти и газа. 1985. №08.
12. Мардашов Д. В. Методические рекомендации для проведения практических занятий по дисциплине «Динамика пластовых систем». Санкт-Петербургский горный университет. URL: https://stud.smu.spb.ru/wp-content/uploads/2021/08/Metodicheskie-rekomendatsii-dlya-provedeniya-prakticheskih-zanyatiy-po-distsipline-Dinamika-plastovyh-sistem.pdf
13. Колотов А.А., Нестеренко А.В., Ягофаров А.А. Оптимизация работы высокотехнологичных скважин // Добыча. 2020. URL: https://dobycha.com/articles/optimization-of-high-tech-wells/
14. Нафиков И. М., Милютина В. А. Факторы влияющие на фильтрационные характеристики пластов: Учеб. – метод. пособие. Казанский федеральный университет, 2021.
15. Абасов М. Т., Азимов Э. Х. К методике интерпретации индикаторных линий скважин, вскрывших несколько продуктивных горизонтов // Молодой ученый. 2017. URL: https://moluch.ru/archive/177/46114/