Файл: Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов..pdf

ределению величины депрессии, с которой возможно

разруше ­

ние прискважинной зоны пласта. Н а рассматриваемых

площа ­

выми

породами,

не р а з р у ш а ю щ и м и с я д а ж е при максимальных

депрессиях.

П о

вопросу

определения оптимальных депрессий при освое­

зрения. В практике обычно создаются

большие депрессии

вплоть

до

максимальных

(величину депрессии создают

тем

больше,

чем

ниже приток

ф л ю и д а ) . Однако

существует мнение,

что фильтрационные свойства трещинного

коллектора

могут

бойным давлениями (депрессии).

§ 3. Оценка состояния прискважинной зоны пласта

гидродинамическими

методами

исследования

В

С С С Р

и за

рубежом

к

настоящему

времени

р а з р а б о т а н о

несколько методов

[16, 38,

41,

49, 64,

72, 85, 91, 100], позволяю­

щих в той или иной мере

оценить

состояние прискважинной

зоны

пласта

и определить

степень

несовершенства

скважины .

Эти методы подразделяются на две группы.

Методы

установившихся

отборов

Они основаны

на

предположении,

что

через сравнительно

небольшой

промежуток

времени

работы

скважины с

постоян­

ным дебитом

в радиусе

ее действия ( д р е н а ж а ) практически

ус­

танавливается

процесс

фильтрации жидкости в пласте, кото­

рый может быть описан формулами,

характеризующими

ста­

ционарный

поток.

1. Стационарная

фильтрация

гомогенной

жидкости

к забою

скважины в ы р а ж а е т с я формулой Д ю п ю и

QO =

-

^ - - ^ -

. C M

" /

C ,

(2)

I n

—

' с

д л я

газа

Qo^^To

,

7 Г ~ ' с м

' с -

( 3 )

War

" к

in

—

' с

где

К — проницаемость

пласта

в

Д ;

h — э ф ф е к т и в н а я

мощ­

ность в

см;

Ар

и Д р 2 — соответственно

депрессия

в

кгс/см 2

и

к в а д р а т и ч н а я

величина

депрессии

в

[кгс/см2 ]2 ;

и. —

вязкость

флюида

в пластовых

условиях;

RK

— расстояние

в

радиусе

от

скважины до точки пласта, в которой пластовое

давление мож­

но считать

равным контурному;

г с

— радиус скважины

по до­

лоту

(R,;

и г0

в одной

размерности) .

Аналитические зависимости

(2 и

3)

Э. Б . Ч е к а л ю к

рекомен­

дует использовать д л я определения

коэффициента

несовершен­

ства

скважины

по характеру

и

степени вскрытия

С = СХ +

С2.

ределены по г р а ф и к а м В. И. Щурова,

так как

исходные данные,

необходимые

д л я их вычислений

(глубина

перфорации,

диа­

метр

отверстий в породе и другие),

принимаются необоснован­

но и

весьма субъективно. Кроме того, невозможно учесть тре-

щиноватость,

разрушение цемента

в

интервале прострела,

вы­

Поэтому определение коэффициента

несовершенства нефтя­

ной скважины следует производить по формуле

C = * f L _ i n ^

,

(4)

где Ко — коэффициент продуктивности

скважины

в см5 /с. кг.

2. Обработка результатов

исследования по

двучленному

уравнению притока

Д/7 =

aQ + 6Q3

(5)

Недостатком метода

установившихся

отборов

является

то,

что в в ы р а ж е н и я х

(2, 3

и 4) величина RK

не имеет строгой

ма­

тематической обоснованности. Однако ее

м о ж н о

приблизитель­

но определить из

выражения

я к = у ы ,

.

(6)

ее в

работу забойное давление (р3 ) равняется пластовому

( Р п л ) ,

или времени полного восстановления р 3 .

Т а к ж е

к

недостатку

метода установившихся отборов отно­

сится то,

что

фильтрующиеся флюиды в большинстве

случаев

не гомогенные.

Следует

отметить,

что установившегося притока

флюида

Q ( 0 = c o n s t

в

реальных

пластах не существует, такой

приток

Н и ж е приводится оценка

степени

влияния

основных факто­

ров на процесс восстановления забойного давления .

Влияние

нарушения

режима

работы

скважины

К а к

показал

анализ

[83], изменение

режима

работы

скважи ­

ны

влияет

на

определение

параметра

пьезопроводности

=

=f(x),

так

как

к р и в а я восстановления давления, представлен­

н а я

в

системе

координат Ap=f(\nt)

до

и

после

изменения

ре­

ж и м а , смещается параллельно и

отсекает

на

оси

абсцисс

раз ­

ные отрезки Хо-

Поэтому

нарушение

р е ж и м а

работы

с к в а ж и н ы

приводит

7.

к занижению или завышению параметра

пьезопроводности

•

Влияние притока флюида V (t) после остановки

скважины

к = -Ш-

(7)

К а к

видно из

этой формулы,

при Qof>V(t)

различия

меж ­

ду определениями параметров с учетом и без

учета притока

незначительные.

V(t), могут

Поэтому методы, не учитывающие приток

быть

использованы только для определения фильтрационных

пара­

метров удаленной зоны пласта.

Влияние

геометрии

фильтрационного

потока

В основу вывода формул

д л я определения

физических

пара ­

метров

пластов

принимается

фильтрация

плоскорадиального

потока, как наиболее реальная в прискважинной

зоне.

Ввиду неоднородности коллекторов строго плоскопараллель ­

ного потока не существует,

а математически

обосновать

реаль­

Влияние

границ

пласта

Д е т а л ь н ы й

анализ

влияния

этого

фактора

на

определение

физических

параметров

коллекторов

приводится

в ряде работ

[8, 55, 83 и др.].

Расчеты

Э. Б. Ч е к а л ю к а

[83]

показывают,

что

д а ж е для

не­

большой

з а л е ж и

с радиусом 1

км

при пьезопроводности

х =

= 10000

см 2 /с

и

параметре

времени 5 = 4 - 10 5 с

погрешность

избежных

погрешностей

промысловых

глубинных

замеров .

И з вышеизложенного

следует,

что

характер

кривой восста­

новления

давления определяется

в основном нарушением ста ­

током

флюида в скважину

во

время

восстановления

давления

после

остановки.

Первый фактор

зависит

от

точности

проведения

исследова­

ний и может быть исключен.

V(t)

В связи с тем что приток

флюида

после

закрытия

сква­

жины

играет р е ш а ю щ у ю

(особенно в

начальный

момент)

роль

в определении параметров прискважинной зоны

пласта,

то на­

ми использовались

методы,

позволяющие учесть этот приток.

Эти методы подразделяются на дифференциальные, д и ф ф е ­

ренциально - интегральные

и

интегральные.