Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава III
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ И ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Для изучения свойств пластов и продуктивности скважин применяют различные виды (методы) гидродинамических исследований, которые можно подразделить на две группы. К, первой относится метод установившихся отборов, ко второй — методы наблюдения за изменением (восстановлением) забойного давления в остановленной (закрытой) скважине после ее эксплуатации с постоянным расходом нефти (газа) и гидропрослушивания пласта.
Теоретические основы исследования пластов упомянутыми методами сходны и независимы от способа эксплуатации скважин. От способа добычи нефти и газа зависит техника и технология осуществления исследований, которая излагается в соответствующих разделах учебника. Здесь же рассмотрим общие теоретические основы изучения свойств пластов по данным наблюдений за работой скважин.
§ 1. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ УСТАНОВИВШИХСЯ ОТБОРОВ
Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются.
После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3—4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между
36
работающими скважинами. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления Q = f (Рпл—Рз). Для газовых скважин индикаторную диаграмму, согласно формуле (П.4), изображают в координатах объемный Q или массовый G дебит газа — разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (рпл2—рз2). Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины от перепада между забойным и пластовым давлениями (р3—рпл)- На рис. III.1 показаны типичные индикаторные диаграммы скважин, эксплуатирующих пласты с различными режимами разработки. Диаграмма /, характерная для скважин, эксплуатирующих пласты с напорными режимами при притоке однородной жидкости, когда инерционные силы незначительны, имеет вид прямой. В случае установившегося линейного притока газа диаграмма, построенная в координатах q = f(pn^—Рз2), также имеет вид прямой линии. Если с увеличением депрессии на пласт и возрастанием скоростей фильтрации жидкостей и газов инерционные силы существенно возрастают, то линейный закон движения нарушается и индикаторная диаграмма 4 искривляется (становится выпуклой к оси дебитов). Диаграммы типа 2 характерны для нефтяных скважин, эксплуатирующих пласты в режиме растворенного газа, или для трещиноватых нефте-насыщенных коллекторов. В последнем случае искривление индикаторных линий происходит в результате смыкания трещин при снижении забойного давления и вследствие проявления инерционных сил с увеличением скорости фильтрации. Диаграммы типа 3, как правило, следствие дефектов исследований (когда дебиты и забойные давления измерены при неустановившихся режимах работы нефтяных скважин). Иногда такие диаграммы характерны для условий неоднородных пластов, когда с повышением депрессии подключаются в разработку про-пластки, из которых ранее не происходило притока жидкости из-за слабых фильтрационных свойств.
Рис. II 1.1. Виды индикаторных диаграмм
После построения индикаторных диаграмм подбирают их математические модели. В случае линейной диаграммы для нефтяной скважины она описывается формулами:
— Рв); (ИМ)
для газовой скважины
<7 = /(г(р5л — pj), (IH.2)
где Q и q — дебит соответственно нефтяной и газовой скважины; /( и Кг — угловые коэффициенты индикаторных линий, так называемые коэффициенты продуктивности скважин; рпл, рэ — давление соответственно пластовое и забойное.
При криволинейной диаграмме 2 (см. рис. III. 1) в условиях напорных режимов уравнение индикаторной линии записывают в виде: для нефтяной скважины
для газовой
p2njt-pl = ag + bq2, (III A)
где А, а и В, Ь — коэффициенты, постоянные для данной нефтяной или газовой скважины.
По данным Н. П. Лебединца, К- М. Донцова и В. Т. Бояр-чука, уравнение притока жидкости в условиях трещиноватых коллекторов имеет вид
~
где ат — коэффициент, учитывающий упругие деформации коллектора и пластовой жидкости при изменении давления; Ь? и ст — коэффициенты (аналогичные постоянным А, а и В, b в уравнениях III. 3 и III. 4); Q — дебит скважины в единицах массы.
В режиме растворенного газа приток жидкости для линейной индикаторной диаграммы в координатах Q— ДЯ описывается формулой
I — Я.).
Постоянные величины, входящие в приведенные формулы, находят по индикаторным диаграммам:
В случае криволинейных индикаторных диаграмм постоянные А, а и В, b можно определить по способу Е. М. Минского. При этом опытные точки зависимости дебита Q или q от депрессии Др (или соответственно от рпя2 — р32) наносят на график
(рис. III.2) в координатах Q—Др/Q или (рис. III.3) q~(рал2-—p32)!q. Очевидно, что
или
-р
г
(III.8)
Следовательно, если соблюдены условия притока, описываемого формулами (III.3) и (III.4), индикаторная диаграмма в координатах Др—Q или A(p2)/q—д должна быть прямой и отсекать на оси ординат отрезок А или а. Тангенс угла наклона индикаторной линии tga = S или tga = 6. Для нефтяных скважин
я__ Ин^
Для газовых скважин
Ь =
(ШЛО)
, Т2 ст пл
где z — коэффициент сжимаемости газа; рст — стандартное (атмосферное ) давление; Гпл, Тст — температура соответственно пластовая и стандартная; / — макрошероховатость коллектора. С помощью данных Ana, найденных по индикаторным диаграммам, и формул (III.9) и (III.10) определяют параметры пласта (k или khj\i).
Рис. III.2. Индикаторная диаграмма нефтяной скважины в координатах Др/0-Q
Рис. III.3. Индикаторные диаграм-мы газовой скважины:
/ — в координатах Д/>2—а; г —в координатах
39
В случае трещиноватого коллектора постоянные ат, Ьт и ст находят также по индикаторной диаграмме методом избранных точек. При этом выбирают три равномерно расположенные точки и устанавливают соответствующие им значения Др и Q. Подставляя их в формулу (III.5), получаем три уравнения, после решения которых находим значения ат, Ьт и ст. В подземной гидравлике доказывается, что
__J__dft_ _^_j?__,
k0 dp po dp , _ ц1п#к,Ус _
t/7 —= ----------~---------- ,
CT =
где АО и ро — пр.оницаемость пород и плотность жидкости при начальном пластовом давлении ро (остальные обозначения прежние).
Значение br обычно определяют по угловому коэффициенту касательной к индикаторной линии в начале координат:
Далее проницаемость пород k0 или их проводимость kh/^ рассчитывают по формуле (III. 11) при известных значениях 6Т, h, (i, RK и гс. Для вычисления коэффициентов ат и ст в формулу (III. 5} подставляют значения Q и Др двух выбранных точек индикаторной диаграммы. Полученные два уравнения решают относительно ат и ст (обычно методом подбора).
Пример. По данным исследования нефтяной скважины на приток построена криволинейная индикаторная диаграмма. Из 16 м толщины пласта перфорировано 10 м. Половина расстояния до соседней скважины A!K = 250 м. Диаметр скважины по долоту D = 0,3 м. Число отверстий диаметром d = = 0,012 м в колонне JV=120. Глубина проникновения пули в пласт /' = 0,15 м. Вязкость нефти ц = 5 мПа-с; ее плотность р = 800 кг/м3. Определить коэффициент проницаемости пород пласта. /
Для вычисления коэффициентов с, и сг, учитывающих несовершенство скважины, воспользуемся графиками В. И. Шурова.
Число отверстий на 1 м трубы
п - Nik - 120/10 - 12; nD = 12-0,3 = 3,6; /=/'/D=0,l5'0,3 = 0,5;
a ^d/D^ 0,012/0,3 -0,04.
По кривой на рис. II.4 для а = 0,04 и лО = 3,6 находим с, = 0,9. Чтобы установить коэффициент сг, определим параметр б.
б = (А/Я) 100 = (10/16)- 100 « 62,5; а = НЮ= 160,3^53,5.
По кривой В. И. Шурова (см. рис. 11.5) для 6 = 62,5 и а =53,5 найдем С2~2. Тогда
с = Cl -Ь са - 0.9 + 2 - 2,9. 40
С помощью индикаторной диаграммы можно установить, что А =0,0286 МПа/(т-сут) sz 1,97-10е Па/(м*-с). В результате по формуле (III.9} получим
k =
0,005
= 0,263- Ю-12 м3 = 0,263 мкм2.
2-3,14-1,97-10э-16
Как было показано, методы исследования нефтяных и газовых скважин и их теоретические основы сходны. Технология же исследования газовых скважин имеет свою специфику. Например, при изучении характера их эксплуатации нецелесообразно в ряде случаев направлять газ в газопровод. В процессе исследований скважин при подаче газа в систему сбора в связи с удаленностью их от места измерений и с невозможностью непосредственного наблюдения за выносом вместе с газом воды, конденсата и песка и за пульсацией потока результаты получают неточные. Нефтяные же скважины (даже разведочные и удаленные от объектов сбора} эксплуатируют и исследуют только при сборе нефти в емкости. Давление на забое газовых скважин с достаточной точностью определяют по давлению и температуре на устье. Лишь в особых случаях применяют глубинные приборы. В случае же нефтяных скважин (в которых строение и свойства нефтегазового потока в вертикальных трубах изменяются по сложным законам) расчетные методы оценки забойных давлений по показателям работы скважин на устье часто недостаточно точны.
Давление на забое газовых скважин находят по давлению на устье с помощью зависимостей:
при неподвижном столбе газа
руе 2T при движущемся газе
рз-Л/Руе^Н-б?2, (IH.14)
где РЭ и ру— давление соответственно на забое и устье скважины, МПа; рг — относительная плотность,газа — величина безразмерная; Н — глубина скважины, м; г — среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа; Т — средняя температура в скважине, К; q — расход газа, м3/с,
2r2/e2S A
0 = Х-------^-------}~- (111.15)
Здесь К — коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый по справочникам как функция числа Рейнольдса и
41
относительной шероховатости труб (при ориентировочных расчетах можно принимать А = 0,014-Ь0,018); d — внутренний диаметр фонтанных труб, см.
Последовательность действий в этом случае состоит в следующем. Газовую скважину закрывают и по ней наблюдают за изменением затрубного давления и давления в фонтанных трубах на устье. Если скважина не оборудована пакером, эти давления должны быть равными. Если они не равны, скважину продувают (освобождают от жидкости) и давления после их стабилизации измеряют вторично. Затем с помощью диафрагмы или штуцера устанавливают относительно небольшой расход газа. После стабилизации потока и проведения измерений переходят на новый, более значительный расход газа. Такие операции проводят на 4—6 режимах. В конце исследований устанавливают небольшой расход для повторного, контрольного измерения.
Затем скважину закрывают и после нарастания в ней давления фиксируют его значение. Если давление и в затрубном пространстве и в фонтанных трубах восстановилось до начальных значений, исследования считают прошедшими без осложнений. Исследования прекращают, если из скважины начнет поступать пластовая вода или песок или если скважина сильно вибрирует.
На рис. III.4 показана типичная схема обвязки газовой скважины при ее исследовании методом установившихся отборов.
Рис. III.4. Схема обвязки газовой скважины при ее исследовании на установившихся режимах:
/ — расходомер; 2 — фонтанная арматура; 3 — породоуловитель
Рис. III.5. Диафрагменный измеритель критического истечения (ДИКТ)
42
Расход газа, в случае его подачи в атмосферу, измеряют с помощью диафрагменного расходомера критического истечения (ДИКТ) или трубки Пито.
ДИКТ / (см. рис. III.4) подключают к скважине 2 через сепаратор 3. Он должен быть прочно укреплен, поскольку на измеритель действует реактивная сила вытекающей из диафрагмы струи газа. Давления измеряют манометрами класса точности 0,35—0,5, подключенными к скважине с помощью медных трубок, заполненных маслом. Диафрагму / зажимают в головке ДИКТа накидной гайкой 2 (рис. III.5). Давление перед диафрагмой измеряют с помощью манометра, подключаемого через вентиль 3. Температуру газа устанавливают по термометру, помещенному в трубку 4.
Расход газа
q = Pl€ • (III.16)
Здесь PI — давление перед диафрагмой, МПа; С—коэффициент расхода для конкретной диафрагмы (табл. III.1); рг, Т, z — соответственно относительная плотность, температура и сверхсжимаемость газа.
В случае значительной засоренности газа или трудности подключения ДИКТа, расход газа можно определить с помощью трубки Пито, вставляемой в поток газа. Тогда
(7=1,730'
Я
рт
(111.17)
Здесь D — диаметр потока, мм; Ярт — перепад давления, измеряемый дифференциальным манометром, мм рт. ст. Остальные обозначения прежние.
Если газ с исследуемой скважины направляют в систему газоснабжения, то расход измеряют с помощью стандартных
Таблица III.1 Коэффициент расхода С
Диаметр Диаметр измерителя, мм Диаметр Диаметр измерителя, мм
диафрагмы, диафрагмы,
мм 50 100 мм 50 100
1,59 0,0527 25,4 14,07 13,75
3,14 0,218 — 31,75 22,8 22,3
6,35 0,895 0,86 38,10 34,6 30,6
9,51 1,96 1,94 50,8 — 55,3
12,70 3,52 3,46 63,5 — 88,7
19,05 7,77 7,74 76,2 • — - 135,0
43
расходомеров некритического истечения типа ДП-410, ДП-610, ДП-781 и др. В этом случае
где q — расход газа, м3/с; а — коэффициент расхода, определяемый как функция модуля диафрагмы т — отношения ее внутреннего диаметра к диаметру трубы (a = 0,6-j-0,7) ; е — коэффициент сужения струи, зависящий от m и отношения ррт и //рт (е=1-т-0,9; ррт и Ярт — давление перед диафрагмой и перепад давления на ней, мм рт. ст); Kt — коэффициент расширения диафрагмы при температурах выше расчетных (Kt~\); К — поправка на неостроту кромки диафрагмы (незначительно отличается от единицы); d — диаметр отверстия диафрагмы, мм. Остальные обозначения прежние.
Потенциальные возможности скважины обычно характеризуются двумя показателями — свободным Qc (дебитом полностью открытой в атмосферу скважины) и абсолютно свободным Qac (расходом при противодавлении на забое, равном 0,1 МПа) расходами газа. Исходя из (III. 4) и (III. 14), находим
Л/а2 -г 4(6 + Q)(pzu ~ 0,01 е25) —а
Qc=-? — ' v ^ '^к — : - '- - ; (in. 19)
* 2 (Ь + 6)
ooi —а
. 20)
В скважинах, вскрывающих пласты с низкими пористостью и проницаемостью, процесс стабилизации давления протекает медленно и на исследования затрачивают много времени. Для ускорения работ и сокращения потерь газа в этом случае применяют приближенный изохронный метод, по которому на каждом режиме при отборе газа не дожидаются стабилизации давления. При этом продолжительность режимов принимают постоянной и вычисляют по формуле
t=JJ№_lQtf ' (Ш21)
pKfe
Между сменами режима добиваются полного восстановления давления.
Один из режимов выполняют обычным образом, доводя
истечение газа до полной стабилизации давления и расхода.
По данным неустановившихся равномерных отборов газа
2 2
находят Ъ по тангенсу угла наклона прямой — - — сну — <7нУ к оси
9ну
абсцисс. При установившихся режимах определяют а. Для этого через точку, характеризующую установившейся режим,
44
проводят прямую, параллельную прямой, найденной по неста-
бильным режимам, отсекающей на оси ординат значение искомой а. Также можно воспользоваться зависимостью.
а= р*-р*у-*4 . (1П.22)
§ 2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМЕ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Сущность метода исследований скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации заключается в том, что изменяют режим их и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) забойного давления со временем. В большинстве случаев скважину после длительной эксплуатации с постоянным дебитом Q останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве. По такому методу исследуют все виды нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, пробуренных на пласты при газовых и водонапорных режимах. В связи с упругими свойствами газов, горных пород и пластовых жидкостей давление па забое остановленной скважины изменяется. В случае мгновенного прекращения притока жидкости из бесконечного однородного пласта в нефтяную скважину процесс восстановления давления на забое описывается формулой (II. 5):
В случае газовой скважины
2А ?МРст7\,л 2.25х
пр 1п^ (II 1.24)
Здесь ро, p(t] — давление на забое скважины соответственно
до остановки и к моменту времени t после ее остановки; Q и q — дебит до остановки соответственно нефтяной и газовой скважины; у. — коэффициент пьезопроводностм пласта; m — пористость; [лн, Цг — динамическая вязкость пластовой жидкости (нефти) и газа; р„, рс — коэффициенты сжимаемости нефти и породы. Остальные обозначения прежние. Для нефтяного пласта
45
для газового пласта
х = pKk/\iTm.
Из формул (III. 23) и (III. 24) следует, что графики восстановления давления, построенные в координатах Ар (О — In/ и Рс2(0 — In/ (рис. III. 6) соответственно для нефтяной и газовой скважины, имеют прямолинейные участки, угловые коэффициенты которых и отрезки, отсекаемые на вертикальных осях будут равны: для нефтяной скважины (рис. III. 7)
(II 1.25)
??!!_ hi -Hl^L; (III. 26)
' v
пр
для газовой скважины (см. рис. III.6)
P=g 1г!^Гпл ; (J"-27) '
2nft/iTC
Определив по графикам Ар{0 — In/ или рс2(0 — In/ значения Л', i или р и а, найдем параметры пласта (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность) по формулам (III. 25), (111.26), (111.27) и (111.28).
Например, для газовой скважины
kh
e P . (III. 30)
Здесь гпр — приведенный радиус скважины
Гпр = Гсе-'. (111.31)
Поскольку строгое решение задачи о неустановившемся притоке газа к скважине при нелинейном законе фильтрации никем не получено, используют приближенный метод, принцип которого состоит в следующем. Около скважины выделяют зону радиусом г0, равным толщине пласта. Считают, что в этой внутренней области поток газа установившийся и действует нелинейный закон фильтрации. Во внешней зоне наоборот: фильтрация неустановившаяся, но закон линейный.
Для первой зоны
р8— Рс (*) = «? + &?* =
lg_2_ _|_ b(ff (HI. 32)
nCT гпр
46
МПаг
5ВО
/ 2 3 4 . 5 Igi
Рис. III.6. График восстановления Рис. III.7. Графики восстановления забойного давления в остановленной забойного давления в закрытой неф-газовой скважине, построенный в ко- тяной скважине, построенные в координатах рс2(0— lg t, ос = 460 ординатах Др(/)—In t:
2; (3 = 21,6 МПа2 . / — фактическая кривая; 2 — исправлен-
ная кривая.
Для второй зоны справедливо выражение
п г Рк—ро =
1,
2,25кг
Складывая (III.32) и (III.33), находим
(111.33)
или
где
a -
пр
bq*
(111.34)
(111.35) (111.36)
-SZ-- (II 1.37)
Зная a*, b и р, можно найти пьезопроводность, гидропро-водность и проницаемость пласта. Значения b и ,р находят с помощью зависимости (111.29), а а —с помощью уравнения
* 9 -Pt-t
х = 0,445гпр
(II 1.38) 47
Как известно, для газовой залежи пьезопроводность
х = _?к^. (П 1.39)
тцг
Тогда из (III.38) и (III.39) нетрудно определить параметр
е (III.40)
2пр
Практически удобно исследования осуществлять не при снижении давления в эксплуатирующей скважине, а при нарастании давления в закрытой скважине после длительной ее работы. На рис. III.6 показана типичная кривая восстановления давления.
Следует обратить внимание на начальный участок кривой, для которого не справедлива формула (III.32). Этот участок отражает накопление газа в стволе скважины после ее закрытия, что не учитывается уравнениями (III.24) и (III.34). В усовершенствованных методиках этот недостаток устранен.
Как уже упоминалось, формула (III.23) справедлива для случая мгновенного прекращения притока жидкости из пласта в скважину. Фактически же после остановки в скважину продолжают поступать нефть и газ, что не учитывается этой формулой. Приток жидкости после остановки скважины замедляет процесс восстановления давления на забое, и поэтому целесообразно учитывать влияние притока, введя поправочный коэффициент Z' к зарегистрированным значениям забойного давления:
Лр(0 = 2'Лрф(а (111.41)
где Лр(0 и Арф(0— исправленные и фактические значения давления на забое к моменту времени-/. Очевидно, что в начальный момент после закрытия скважины приток жидкости происходит более интенсивно, а затем замедляется. Следовательно, значения коэффициента Z' должны быть неодинаковыми в разные моменты времени. По предложению Ф. А. Требина и Г. В. Щербакова приближенно значения Z' определяют по соотношению
Z'(t) =-----^-----, (III.42)
V Q~q(t) V
где Q — установившийся дебит нефтяной скважины до ее остановки; q(t) — объемная скорость притока жидкости в скважину после ее остановки в моменты времени t. Для определения q(t) можно использовать приборы типа «Поток», регистрирующие одновременно забойное давление, расход притекающей жидкости, ее плотность и температуру. Приближенно график притока q(t] можно построить, если кроме регистрируемого забойного давления Др(/) имеются данные измерений во времени
48
затрубного Д/МО и буферного Дрб(0 давлений после остановки фонтанных и газлифтных скважин. Для скважины, эксплуатирующейся насосным способом, должна быть построена кривая восстановления уровня в межтрубном пространстве, График нарастания объема жидкости V(t), поступающей в фонтанную скважину после ее остановки, в зависимости от времени можно построить по формуле
где /т и ?j — площадь поперечного сечения столбов жидкости в фонтанных трубах и затрубном (кольцевом) пространстве; р — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения.
Графическое дифференцирование по времени кривой V(t) позволяет оценить значения q(i) в выбранных моментах времени. Скорость притока q(t] жидкости можно также оценить приближенно по формуле
q(t} = _ ^ „+1-я-1 _ (in 44)
dt ЧМ pg '
при
Др,(0], (П1.45)
где А^ — интервал времени, через которое отсчитываются приращения давления Ар.
Параметры пласта по прямолинейному участку преобразованной кривой Др(0 =Z' Арф (0 определяют, как и прежде, по данным i и А'.
Пример. Дебит фонтанной скважины до остановки Q = 83,3 м3/сут, вязкость нефти в пластовых условиях цв=1,4 мГГа-с, коэффициент пористости т = 0,2, плотность нефти рн=800 кг/м3, объемный коэффициент 6=1,2, толщина пласта Л= 10 м, коэффициент сжимаемости породы ре = 2, 1 X XlO~l° мг/Н, коэффициент сжимаемости жидкости р*ж = ЫО-э м2/Н. Площадь просвета фонтанных труб /7 = 30 смг и кольцевого затрубного пространства f3 = 98 см2. Результаты измерения забойного буферного и затрубного давлений приведены в табл. III. 2. Определить проницаемость пласта и приведенный радиус скважины.
Для решения задачи строим кривую восстановления забойного давления в координатах Ар (0 — In / (см. рис. III. 7). Подставляя данные забойного, буферного и затрубного давлений в формулу (II 1.43), рассчитываем объем притекшей жидкости в скважину V(t) в различные моменты времени. Построив кривую притока от времени с помощью формулы (III. 44) или графическим ее дифференцированием, в выбранных точках находим скорость притока жидкости g(t)=dVfdt в различные моменты времени (данные, приведенные в табл. III.2, определены графическим дифференцированием). Далее по формуле (111.42) вычисляем значения поправочного коэффициента Z' для различных моментов времени, с помощью которых находим исправленные значения Др(0 забойного давления (см. рис. III. 7, пунктирная линия). Из этого рисунка следует, что уклон прямолинейного участка исправленного графика
4 Заказ № 3597 49
Таблица III.2
Результаты обработки кривой восстановления давления с учетом притока жидкости после остановки скважины
Ж X X к Я CJ In/ Изменение давлений, МПа Объем притекшей жидкости V (/). Скорость притока 9 (0. м3/с Z' Исправленный прирост забойного давления
буферного затруб-НОГО забойного
2. ш Лрв(0 Лр3 (0 Др (0 м' Лр (0. МПа
0 0 0 0 0 0 0
10 2,3 0,58 0,45 0,8 0,520 0,860 — —
20 2,99 1,13 1,0 1,42 0,636 0,193 1,2 1,7
30 3,4 1,38 1,25 1,7 0,69 0,96 1,09 1,85
40 3,69 1,44 1,34 1,82 0,74 0,085 1,08 1,96
50 3,9 1,53 1,41 1,92 0,78 0,068 1,062 2,04
60 4,1 1,59 1,48 2,0 0,81 0,055 1,05 2,1
70 4,25 1,63 1,52 2,06 0,84 0,045 1,04 2,15
80 4,38 1,66 1,54 2,12 0,87 0,041 1,037 2,2
90 4,5 ,7 1,59 2,16 0,89 0,041 1,037 2,24
100 4,61 ,73 1,608 2,2 0,92 0,040 1,036 2,28
ПО 4,7 ,76 1,634 2,24 0,94 0,039 1,035 2,32
120 4,79 ,783 1,663 2,28 0,96 0,029 1,026 2,34
130 4,87 ,82 1,7 2,32 0,97 0,019 1,017 2,36
140 4,94 ,844 1,734 2,36 0,98 0,015 1,013 2,39
150 5,01 1,88 1,773 2,4 0,981 0,004 1,004 2,41
(13,5 — 6,5) 2 — 0
A' = 6,5-105 Па.
Дебит нефти в пластовых условиях
83,36 83,3-1,2
п
86 400
86 400 = 0,0014 Па- с.
Следовательно
. QM- __ 1.16-10-3.0,0014
4яЛ» 4я-10-3,75-105
Коэффициент пиезопроводности
х =----
0,034-10-1а=-0,034 мкм2. 0,034-10~1а
; +Рс) 0,0014 (0,2-Ю-9 + 2,ЫО-Приведенный радиус определим из соотношения (III.26):
2,25к
= 0,059 ма/с.
А'
In
пр
. _ 1Л5 1,16-10-3.0,0014 . 2,25-0,059 6,5- Ю5 =-----------------------•— ш
4лО,034-10-1а-10 0,13
пр
0,74;
м.
пр
50
§ 3. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Скважины газоконденсатных месторождений исследуют с целью получения характеристик добываемой продукции путем анализа проб газа, определения количества сырого конденсата, выделяющегося из газа на поверхности при различных режимах эксплуатации скважины и условиях выделения конденсата.
В процессе исследования обычно применяют передвижные установки двух типов — нетермостатируемые (высокой промышленной производительности) и термостатируемые, через которые пропускается только небольшая часть отбираемого из скважины газа. Обычные установки дают промышленную, общую характеристику скважины. Термостатируемые позволяют получить изотермы и изобары конденсации, коэффициенты Джоуля—Томсона, количество жидкости, которое может выделиться из газа после ее отделения при устьевых значениях давления и температуры.
Для получения полной характеристики работы газоконденсатных скважин и ее продукции используют специальные передвижные установки.
На рис. III.8 приведена принципиальная схема одной из таких установок.
Установка, смонтированная на двухосном автоприцепе, подключена к скважине с помощью стальных шарнирных труб /. Газ через штуцер поступает в циклонный сепаратор первой сту-_пени 2, а затем в циклоны 3 второй ступени очистки. Сепараторы, к которым снизу присоединены мерные цилиндры 4, могут работать и последовательно и параллельно. Освободившись от конденсата, воды и примесей, газ из установки направляется в газопровод или в атмосферу. Отделившаяся продукция поступает в разделительную емкость 5, откуда пробы используют при исследовании.
На платформе предусмотрена и малая термостатируемая установка б, в которой при различных значениях температуры и давления от газа отделяется конденсат.
Пробы газа и конденсата детально исследуют в лаборатории. Количество жидкости, выделяющейся в сепараторах, измеряют с помощью пяти кранов, размещенных на различных уровнях 40 емкостей вместимостью 1 л каждая. Три регулируемых штуцера позволяют создавать на сепараторах разное давление. Охлаждение газа в термостатируемой установке осуществляется при дросселировании газа высокого напора. Для его подогрева используют электронагреватели. Отношение количества выделившегося в сепараторах конденсата к количеству протекшего газа дает основную характеристику продукции скважины — удельное конденсатосодержание — (г/м3 или смэ/м3) при различных значениях температуры и давления. Сырой конденсат,
4* 51
9
Рис. 111.8. Схема установки У-900
получаемый в сепараторах и в термостатируемой установке, подвергают разгазированию путем снижения давления в контейнере до 0,1 МПа и выдержке при 20 °С и измеряют количество газов дегазации,
Содержание пентанов и вышекипящих углеводородов е в сыром конденсате определяют по формуле
Здесь b — содержание пентанов и более тяжелых в сыром конденсате, см3; q — количество отсенарированного сырого конденсата, см3/м3; V — объем контейнера, в котором находится проба сырого конденсата; р430 — плотность пентана и более тяжелых углеводородов.
Содержание пентанов и вышекипящих углеводородов К в отсепарированном газе находят по зависимости
К=.,е-^—, (II 1.47)
24,05
где е — объемная доля пентанов и более тяжелых в пробе от-сепарированного газа; М\ ~ молекулярная масса пентанов и более тяжелых в отсепарированном газе.
Общее количество пентана и более тяжелых
V 24,05
Запасы конденсата в залежи
где Q3 — запасы газа в залежи.
§ 4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
для ИЗУЧЕНИЯ свойств и СТРОЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
В предыдущем разделе' кривую восстановления давления обрабатывали по формуле, описывающей этот процесс в однородном бесконечном пласте. В действительности подавляющая
52
часть коллекторов неоднородна по строению и представляет собой сложное сочетание участков пласта с пониженной проницаемостью, чередующихся с породами с более высокими фильтрационными свойствами. Такие коллекторы называют коллекторами с двойной пористой средой. К ним относятся также пласты трещиноватых пород, в которых поровое пространство блоков (матриц) как бы вложено в систему пространства, слагаемого трещинами. Характерная особенность Пластове двойной средой — возникновение в них при изменении пластового давления обменных процессов между слагающими их пористыми средами или между блоками и трещинами, что влияет на процесс восстановления давления на забое закрытой скважины. Например, в случае трещиноватых коллекторов, проницаемость блоков которых намного ниже проницаемости трещин, давление на забое вначале нарастает более быстро, чем в последующее время. Это связано с тем, что в первые моменты процесс определяется проводимостью трещин. В последующее время интенсивность возрастания забойного давления определяется скоростью перетоков жидкости из блоков в трещины. В сумме же оказывается, что процесс восстановления давления в трещиноватой среде (как и в других двойных средах) с данной пьезопроводностью запаздывает по сравнению с процессом, который наблюдался бы в однородной среде с аналогичной пьезопроводностью. Поэтому, кроме всех прочих свойств (проводимость kh/ц, пьезопроводность х и др.) трещиноватый коллектор (и другие двойные среды) характеризуется дополнительными двумя параметрами — временем запаздывания т и величиной е —интенсивностью перетоков жидкости между различными компонентами двойной среды. Природу и смысл безразмерной величины е можно представить, если считать, что формула объема жидкости, перетекающей из единицы объема породы в трещины за единицу времени, имеет вид
где pi и pi — давление соответственно в блоках и в трещинах;
|Л — ВЯЗКОСТЬ.
Для однородной пористой среды е=1. Этот параметр с увеличением неоднородности пород (например, при уменьшении проницаемости блоков) стремится к нулю.
Время запаздывания т характеризует скорость обмена жидкостью между различными компонентами двойной среды. Оно связано с величиной е и, в случае трещиноватых пород,— с линейными размерами блоков. Обмен между средами протекает тем быстрее, чем меньше время запаздывания т, С уменьшением е возрастает объем перетекающих жидкостей. Действительно, если порода сложена однородной пористой сре-
53
дои (е=1), то перетоки между различными ее частями под влиянием неоднородности их свойств будут отсутствовать. Кроме того, параметр е характеризует деформацию трещин. Опыт показывает, что при е>0 происходит искривление индикаторных линий, что связано с деформацией (смыканием) трещин при снижении забойного давления (см. § 1 гл. III), при е = 0 индикаторные линии прямолинейны.
Для оценки времени запаздывания т предложены различные методы (А. Бан, Э. А. Авакян, А. Г. Горбунов, Р. И. Мед-ведский, К. С. Юсупов, П. А. Духовная). По известному значению т можно оценить безразмерный коэффициент е. В подземной гидравлике доказано, что приближенно время запаздывания т и величина е связаны соотношением
Т— fe[ -= fe'HH (Pc-. + ^оРж) __ Ин (Рс. + ^оРж) f ПИ 51)
где k\ — проницаемость трещин; и — пьезопроводность пласта; цн — динамическая вязкость; (Зс2 и рж — коэффициенты объемной упругости породы (блоков) и пластовой жидкости; т0 — пористость.
Так как .для трещиноватых коллекторов безразмерный коэффициент е_ зависит от проницаемости блоков ?2 и густоты трещин, по его значению можно судить об ориентировочных осредненных линейных размерах блоков. Будем считать, что густота трещин приближенно пропорциональна удельной их поверхности 5УД. Из анализа размерностей следует
е » Й25уд или е « V/2, (1 I 1 -52)
где / — осредненный линейный размер блоков трещиноватой породы.
По данным Р. И. Медведского и других, для исследованных скважин Трехозерного месторождения время запаздывания т изменяется в пределах от 62 до 152 мин, а е — от 0 до 0,893. Эти параметры служат важным исходным материалом при проектировании разработки залежей с двойной средой и при выборе методов воздействия на пласт. Методы повышения эффективности разработки таких залежей основаны на интенсификации обменных процессов (например, циклическое заводнение). В ряде случаев искусственное выравнивание проницаемости компонентов двойной среды происходит при нагнетании в пласт различных многофазных систем (водогазовых смесей, пены, полимерных растворов и т. д.), которые в первую очередь поглощаются участками повышенной проницаемости. Многокомпонентные смеси обладают по сравнению с нефтью меньшей подвижностью в пористой среде, что способствует выравниванию фильтрационных характеристик различных участков неоднородных по свойствам пластов, увеличивает охват пласта воздействием и конечный коэффициент нефтеотдачи.
54
Рис. 111.9. КВД скважин, эксплуатирующих участки пласта различного строения
а
1л t
Кривые восстановления давления (КВД) характеризуют не только интенсивность обменных процессов, происходящих в пласте. Их форма зависит также от строения участка, на котором расположена скважина, ибо'КВД в координатах Др(/)— —1п/ прямолинейны лишь в случае бесконечного однородного пласта. Различные виды неоднородности строения по-своему влияют на геометрию КВД. Ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой (рис. III.9, а), где в зоне скважины расположен непроницаемый экран /. Влияние клиновидного строения экранов 2 на форму КВД показано на рис. III.9, б.
§ 5. ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ ПЛАСТОВ
Пуск в эксплуатацию или остановка одной или группы скважин оказывает влияние иа показатели работы соседних (интерференция скважин). Степень этого влияния зависит от свойств пластовой системы и интенсивности импульса дебита. Изучение свойств и строения пластов по результатам наблюдений за взаимодействием скважин принято называть гидропрослушиванием (гидроразведкой). В процессе исследований судят о свойствах пласта по изменению забойного давления в реагирующей скважине. Обработку результатов исследований (интегральный метод) ведут с помощью формулы, описывающей зависимость интенсивности изменения давления в реагирующей скважине от свойств пласта и импульса дебита возмущающей скважины.
Uf) I г
dp _, O.OlAQx
dt
(111.53)
ДР<О>
где Др —изменение забойного давления реагирующей скважины; Д 55
Из формулы (III. 53) следует, что графически в координатах 1пф(0 — l/t КВД изображается прямой линией, отсекающей на оси ординат отрезок
, ,
о = т
При этом уклон прямой
2 0.01AQ
4л tg a e°
Значения а и Ъ определяют по графикам (рис. ШЛО и III. 11). Линия АВ и ее продолжение В А' соответствуют фону — изменению забойного давления в реагирующей скважине, которое наблюдалось бы в ней без остановки (изменения дебита) возмущающей скважины.
Интеграл в формуле (III. 53) для каждой точки t определяют численным способом (например, методом трапеций). При этом шаг разбивки выбирают так, чтобы соблюдалось условие ?Р>2Л/, где /р — время начала реагирования. Значение функции ty(t) находят как сумму значений d Apft каждого из предшествующих интервалов в промежутке от нуля до соответствующего времени t:
JJ) 1
t )п~\\
где 1 It' = -
л
По полученным данным строят график ln^(?)—1//, из которого находят значения tg а и Ь.
На рис. ШЛО и III.11 в качестве примера1 приведены результаты наблюдений за изменением давления в реагирующей скважине и зависимость \nty(t)—\/t для случая AQ = = 5165 см3/с, # = 570 м. Из рис. III.11 следует, что tga = = 1,42- 105; Ъ = — И. Тогда
-0,572 мг/с;
4-1-42-Ю5
0,01-5165 г. ,-,0 мкм2-м
_ 0,173
4-1,42-10*е-" мПа-с
Таковы осредненные данные пласта между реагирующей и возмущающей скважинами.
Существуют и другие методы исследования и обработки результатов взаимодействия скважин. Иногда применяют скачкообразные, плавные, периодические режимы изменения дебита возмущающей скважины, получая соответствующие кривые реагирования. Метод обработки результатов гидропрослу-шнвания и определения свойств пласта способом эталонных
1 Пример В. Н. Васильевского. 56
7,05
1
1,03
г
I
I
1
102
О 2 Ц В 8 10 12 М 1В 18 20 22 24 2S Время с момента оста нов ни скважины t,4
0/2 16 20 Время t, v
8
Рис. \\\.\Q. График из- п менеиия забойного дав- ,л ления в реагирующей скважине
-П
-1В
Рис. III.П. Зависимость-
1nV(t)-l/t
кривых основан на сравнении фактических кривых реагирования с эталонными, составленными по данным уравнений процессов взаимодействия скважин в условиях гипотетических пластов с известными х и т|.
Для изучения строения пластов, кроме упомянутых методов, используют и другие — прослеживание за скоростью продвижения в различных направлениях нагнетаемой в пласт воды и других агентов; с помощью добавляемых в агент индикаторов (радиоактивных компонентов, красителей и т. д.); геофизические методы гравиметрии, сейсмические и термометрические.
§ 6. ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПРИТОКА И ПОГЛОЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
О строении пласта можно судить, измеряя глубинными деби-тометрами скорость притока жидкости и газа на различных участках пласта по вертикали. На рис. III.12 показана схема комплексного глубинного прибора «Поток-5» конструкции ВНИИ, предназначенного для измерения расхода жидкости, давления, температуры и влажности нефти. Длина его 2,67 м, диаметр — 40 мм. Пределы измерения: давление — 25 МПа (погрешность ±1,5%), расход 2—150 т/сут; температура — до 100 °С.
Прибор, состоящий из блоков-измерителей, спускают в скважину на одножильном кабеле /. Локатор сплошности 2 позволяет «привязывать» результаты измерений к глубине сква-жниы. При изменении давления, измеряемого геликсным манометром Комплексные приборы типа «Поток-5» удобны для исследования пластов многопластовых залежей, вскрытых одним фильтром. Одновременное измерение расхода пропластков и забойного давления позволяет оценивать свойства каждого из
58
Рис. III.I2. Схема комплексного прибора «По-
ток-5»
Рис. 111.13. Схема профиля притока
////м
Расход Q
них. Профили притока (и поглощения нагнетательных скважин) позволяют обоснованно выбирать участки пласта для селективного воздействия на них с целью повышения дебита. Из рис. III.13, на котором приведена схема профиля притока, следует, что приток жидкости происходит лишь через два интервала / и 2. Другие участки ствола в работе не участвуют вследствие загрязнения пор пласта в процессе бурения. Следует отметить, что, по-видимому, профили притока в большинстве случаев характеризуют проводимость лишь приствольной части пластов, загрязненной в процессе бурения. Вдали от нее возможны перетоки между различными участками по вертикали (по трещинам и по проницаемым зонам). Для исследования газовых скважин обычно применяют беспакерные расходомеры типа «Метан-2».
§ 7 НОРМЫ ОТБОРА НЕФТИ И ГАЗА ИЗ СКВАЖИН
Нормы отбора нефти и газа из скважин устанавливают с учетом плановых заданий на добычу нефти, газа и конденсата, при этом предусматривают, чтобы дебит скважины был максимально допускаемым условиями рациональной эксплуатации и обеспечиваемым продуктивной характеристикой скважин при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды. Среднюю продуктивность скважин определяют в процессе составления проекта разработки (см. гл. IV и VI). Практически все скважины нельзя эксплуатировать с одинаковыми или даже близкими дебитами в связи с неоднородностью коллекторских свойств пород и физических свойств углеводородов в различных частях залежи. Поэтому дебиты их уточняют и устанавливают индивидуально по результатам гидродинамических исследований с учетом свойств пластовых систем. Отборы нефти и газа из малодебитных скважин, эксплуатирующих пласты с низким давлением, обычно не ограничивают и определяются они производительностью пластов. Динамические уровни жидкости могут понижаться до кровли пласта, если он при этом не разрушается. В случае очень глубокого залегания пластов и при невысоких пластовых давлениях дебиты также не ограничиваются геолого-физическими характеристиками залежи и определяются возможностями оборудования. Например, штанговой насосной установкой (см. гл. VIII) можно поднять при глубине уровня 2500—3000 м не более 25—30 т/сут жидкости. Производительность газовых скважин также зависит от пропускной способности оборудования и геолого-физической характеристики залежи нефти и газа. Из них отбирают такое количество нефти и газа, которое обеспечивается при забойных давлениях, не вызывающих разрушение пласта, подтягивание конусов подошвенной и языков краевой воды или выделение из нефти растворенного газа в пласте и подтягивание газовых конусов из газовой шапки. В глубоких скважинах забойное давление (уровни) можно снижать лишь до пределов, исключающих смятие обсадной колонны. В газоконденсатных залежах допустимые значения забойных давлений определяют по давлению начала конденсации углеводородов. Допустимые отборы нефти и газа устанавливают по данным гидродинамических исследований скважин, свойствам коллекторов, пластовых жидкостей и газов. При исследовании скважин регистрируют (кроме дебита и забойного давления) количество выносимых взвешенных частиц (песка), воды и газа.
Если давление насыщения нефти газом рн близко к пластовому, то допустимо снижение забойного давления на 20—25 % от РН. При этом выделяющееся из нефти в призабойной зоне некоторое количество газа не влияет на фильтрационные свойства пласта.
На главную страницу