Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c²/rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

---

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

---

6.2. Исследование скважин при установившихся режимах

В главе 2 была получена формула (2.10) радиального притока жидкости к скважине

, (6.1)

Если e = e(r), то

, (6.2)

В главе 4 § 2 было показано, что формулы (4.1) и (4.2), справедливые, строго говоря, для совершенных скважин, остаются справедливыми и для скважин несовершенных (перфорированных), но при подстановке в них вместо радиуса скважины rс приведенного радиуса rпр.

Из формул (6.1) и (6.2) видно, что дебит жидкости q зависит от депрессии Рк - Рс, которая является независимым аргументом. Группу постоянных величин, входящих в эти формулы, можно обозначить А. Таким образом,

, (6.3)

или

, (6.4)

Тогда дебит будет равен

. (6.5)

Формулы (6.1), (6.2), (6.5) определяют дебит жидкости в пластовых условиях. На практике дебит q измеряется при стандартных условиях и не в объемных единицах, а в т/сут.

Учитывая усадку нефти, т. е. вводя объемный коэффициент bн, и плотность нефти при стандартных условиях ρн, а также переходя от секунд к суткам, можем формулу (6.5) переписать так:

, (6.6)

Введем обозначение

, (6.7)

Тогда

, (6.8)

где Q - дебит скважины при стандартных условиях, т/сут; К - коэффициент продуктивности, т/(сут×Па).

Формула (6.8) получила название формулы притока. Из нее видно, что приток линейно зависит от депрессии или при постоянном давлении на контуре от давления на забое скважины. Из (6.8) следует

---

, (6.9)

т. е. коэффициент продуктивности есть суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии. Подставляя в (6.7) значения А из (6.3) и раскрывая значение e, можем записать

, (6.10)

Иногда пользуются понятием удельный коэффициент продуктивности Ку = К / h , т. е. коэффициент продуктивности отнесенным к единице толщины пласта. Это позволяет более объективно сопоставлять фильтрационные способности пластов в различных скважинах. Графическое изображение зависимости Q = f(Рк - Рс) или Q = f(Рc) называется индикаторной линией. Из (6.8) видно, что индикаторная линия должна быть наклонной прямой с угловым коэффициентом К. Чтобы построить индикаторную линию, необходимо иметь несколько фактических значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные давления Рс.

Если известно пластовое давление в скважине, то индикаторную линию можно строить в функции депрессии DР = Рк - Рс, т. е. [Q(Dp)]. Если пластовое давление неизвестно, то индикаторную линию строят в функции забойного давления рс, т. е. [Q(Рc)]. Экстраполируя индикаторную линию до пересечения с осью ординат, можно определить пластовое давление как ординату Р, соответствующую нулевому значению дебита (рис. 6.1). Экстраполяция индикаторной линии до пересечения с осью дебитов дает величину так называемого потенциального дебита Qпот, т. е. дебита при нулевом давлении на забое скважины. Эксплуатировать скважины при Qпот по геологическим и техническим причинам практически нельзя, за исключением скважин с обнаженным забоем, работающих в условиях гравитационного режима. Фактические точки Q(p), получаемые при исследовании скважины на нескольких установившихся режимах, обычно не ложатся точно на прямую, как на рис. 6.1, а дают разброс, иногда значительный. Кроме того, индикаторные линии не всегда получаются прямыми, как это следует из формулы притока (6.8). Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению со случаем фильтрации, описываемым линейным законом Дарен. Это объясняется тремя причинами.

 



Рис. 6.1. Построение зависимости Q(Рc) по четырем фактическим точкам

 

1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения. Чем больше эта разница, тем больше радиус области двухфазной (нефть+газ) фильтрации и, следовательно, больше фильтрационное сопротивление.

---

2. Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.

3. Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

Искривление в сторону оси дебитов объясняется неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков и разными значениями в них пластовых давлений. Это можно пояснить на примере двухслойного пласта. Если пластовое давление в первом пропластке Рк1 а во втором Рк2 причем Рк1 > Рк2, то при всех забойных давлениях Рс, лежащих в пределах Рк1 > Рс > Рк2, приток будет только из первого пропластка. При снижении Рс до величины Рс < Рк2 < Рк1 будут работать оба пропластка, т. е. дебит непропорционально возрастет. Если бы в реальных скважинах процессы фильтрации были обратимы, т. е. расход при отборе был бы равен расходу при поглощении в условиях численного равенства депрессии и репрессии, то это не могло обусловить кривизну индикаторной линии, так как известно, что алгебраическая сумма линейных уравнений всегда дает результирующее линейное.

Однако по целому ряду причин процессы фильтрации необратимые, и в частности потому, что на забое всегда имеются взвесь, илистые и глинистые осадки, которые при возникновении репрессии закрывают поры, т. е. работают как обратный клапан: выпускают жидкость из пласта в скважину и задерживают в обратном направлении. Наличие многих прослоев сглаживает ход результирующей индикаторной линии, плавно загибающейся в сторону оси дебитов.

Известны многочисленные факты, когда разница в пластовых давлениях соседних пропластков, вскрываемых общим фильтром, доходила до 3 МПа, а также факты внутрипластовых перетоков. Кроме того, нелинейный характер индикаторных линий находит объяснение в аномальных неньютоновских свойствах некоторых пластовых жидкостей.

При любом виде искривления индикаторной линии ее всегда можно аппроксимировать уравнением

, (6.11)

Это уравнение называют общим уравнением притока.

При n = 1 уравнение (6.11) описывает прямолинейную индикаторную линию. При 1 > n > 1/2 - индикаторные линии с искривлением в сторону оси P, при n > 1/2 - индикаторные линии с искривлением в сторону оси Q.

---