Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации

Размещено на http://www.allbest.ru/

План

Задачи, виды и методы исследования

Графические методы изображения результатов исследования скважин

Обработка результатов исследования скважин на приток

Список литературы

Задачи, виды и методы исследования

Основная задача исследования залежей и скважин - получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т.е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т.д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К первым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово-геофизические, гидродинамические и др.[1.174ст]

Графические методы изображения результатов исследования скважин

Исследование скважины на приток заключается в измерении дебита нефти, воды, газа, количества выносимого песка и соответствующего забойного давления при различных режимах работы.

Выбор метода изменения режима работы обусловлен способом эксплуатации скважины.

По данным исследования строят графики зависимости дебита от депрессии или перепада между пластовым и забойным давлениями. Эти графики называются индикаторными. По оси абсцисс принято откладывать дебит скважины Q, по оси ординат - соответствующую депрессию

Др = Рпл - Рзаб

или понижение уровня S. Величину депрессии Др определяют как разность между динамическим пластовым давлением и давлением на забое скважины. Динамическое пластовое давление определяют путем измерения забойного давления в остановленной скважине, когда оно практически перестает изменяться во времени. Динамическое пластовое давление соответствует давлению в пласте между работающими скважинами.

По форме индикаторные линии могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов. Форма индикаторной кривой определяется режимом дренирования пласта, режимом фильтрации, цриродой движущихся жидкостей (газа), неустановившимися процессами в пласте, величиной сопротивления, возникающего при движении жидкости из пласта в скважину и в стволе ее.

Рис. 1

Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой только при условии, что режим дренирования залежи напорный и в пласте установилось движение однородной жидкости по линейному закону. При этом приток нефти к забою скважины выражается уравнением (48).

При напорных режимах индикаторная линия, вначале прямая, может с увеличением депрессии переходить в кривую, выпуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной линии происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне. Вблизи фильтрационных отверстий скорость фильтрации становится настолько большой, что числа Рейнольса превосходят критические. Если режим дренирования залежи отличен от водонапорного (режим растворенного газа, гравитационный), индикаторная линия всегда будет в той или иной степени кривой, выпуклой по отношению к оси дебитов (см. рис. 77, кривая 2).

Действительно, если в пласте движется, например, газированная жидкость, то уравнение установившегося притока жидкости к совершенной скважине будет иметь вид.

где Qж - дебит скважины, м3/сек; k - проницаемость пласта, м2 h - мощность пласта, м; Нпл и Нзаб - значения некоторой функции акад. С. А. Христиаповича, зависящей от пластового и забойного давлений и фазовой проницаемости для жидкости (при газонасыщенности породы больше 10%), н/м2; м - вязкость жидкости в пластовых условиях, н*сек/ м2 R и rс - соответственно радиусы контура питания и скважины, м.

Величина функции Н находится в нелинейной зависимости от давления, причем с повышением Др величина Н растет медленнее, чем перепад давлений. Следовательно, притоку газированной жидкости соответствует индикаторная линия в координатах Qж - Др, выпуклая по отношению к оси дебитов.

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов, может быть получена в результате измерений неустановившихся забойных давлений (или уровней) и дебитов скважины. Доказано, что такие индикаторные кривые являются результатом неустановившихся процессов в пласте. Вогнутые по отношению к оси дебитов индикаторные линии чаще всего являются результатом измерения дебитов и забойных давлений, когда перераспределение их в пласте еще не установилось. Считается, что иногда вогнутые индикаторные линии отражают включение в работу при повышении депрессии дополнительных пропластков, не участвующих в фильтрации нефти при малых перепадах давлений.

Вогнутые, индикаторные линии для нагнетательных скважин часто объясняются открытием старых и возникновением новых трещин при повышении давления нагнетания. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток необходимо повторить.

Для газовой скважины приток газа к ее забою описывается уравнением (49). В нем дебит скважины пропорционален разности квадратов давлений, если фильтрация газа следует линейному закону Дарси. Поэтому для газовых скважин индикаторные линии строят в координатах Q - Др2. Эти линии по форме аналогичны индикаторным линиям для нефтяных скважин. Однако чаще всего они выпуклы относительно оси дебитов. Индикаторные линий, вогнутые относительно оси дебитов, также свидетельствуют о дефектности испытаний. Они являются, как правило, результатом недостаточности времени, отведенного на установление режима работы скважины, либо следствием неточности измерения или появления воды в забое. Причиной подобного явления, особенно в газовых скважинах, может явиться очистка призабойной зоны.

Обработка результатов исследования скважин на приток

Обработка результатов исследования скважины заключается в построении индикаторной линии Q = ѓ (Др) для нефтяных скважин

или Q = ѓ (Др2) для газовых скважин по данным наблюденных дебитов и соответствующих забойных давлений и в нахождении уравнения этой линии.

Для индикаторных линий, изображенных на рис. 77, может быть найдено одно общее уравнение в виде

(1)

где Q - дебит скважины; Рпл - Рзаб соответственно пластовое и забойное давления; К и n - коэффициенты, причем n=1 для прямой линии (см. рис. 77); n?1 для линий 2, 4; n > 1 для линий типа 3.

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение(1) принимает вид

(2)

Коэффициент К называют коэффициентом продуктивности скважины. Если дебит измерять в т/сутки, а перепад давлений - в бар, то получим

(3)

т.е. коэффициент продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины (в т) на 1 бар перепада давлений.

При соблюдении линейного закона фильтрации коэффициент продуктивности - величина постоянная для всей области, в которой сохраняется закон Дарси. При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности - величина переменная, зависящая от депрессии.

Разность давлений Pпл - Рзаб в уравнениях притока иногда заменяют разностью расстояний от устья до соответствующих статического и динамического уровней:

(4)

В этом случае коэффициент К', численно равный суточному притоку жидкости (в т) на 1 м понижения уровня в скважине, называют удельным дебитом.

Для удобства сравнения скважин но продуктивности используют также удельный коэффициент продуктивности:

(5)

где h - мощность пласта, м.

Этот коэффициент показывает, сколько тонн нефти (жидкости) в сутки дает скважина на каждый метр мощности пласта при снижении давления на забой на 1 бар.

Максимально возможную производительность скважины при Рзаб = о называют потенциальным дебитом:

(6)

Так как пластовое давление но мере эксплуатации залежи изменяется, величина Qпот скважин также непрерывно изменяется.

Отбор жидкости из скважин, практически равный потенциальному дебиту, возможен только при условии, что в скважине есть зумпф; противодавление на пласт при этом можно поддерживать равным атмосферному и даже ниже его.

Установлено, что параболические формулы для уравнения притока тина Q = К (Др)n или Q = К (Др2)n не совсем точно характеризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильнее пользоваться двучленной формулой для градиента давления:

(7)

где Др - падение давления на участке длиной Дх; м - вязкость нефти; k- проницаемость породы; v - скорость фильтрации; b - коэффициент, зависящий от геометрии норового пространства и плотности фильтрующейся среды.

Уравнение(7)имеет следующий смысл. При движении жидкостей и газов перепад давлений на каком-либо участке затрачивается на преодоление сил трения и сил инерции жидкости и газа. Последние возникают вследствие извилистости норовых каналов. Сила инерции пропорциональна квадрату скорости и, следовательно, чем больше скорость фильтрации, тем больше влияние инерции. При малых скоростях фильтрации силы инерции малы, и потери давления практически определяются только силами трения, т. е. в уравнении(7) сновную роль играет первый член - движение происходит при линейном законе сопротивления. Отсюда следует, что нелинейность индикаторной кривой можно объяснить значительным увеличением второго члена уравнения(7), что соответствует большим скоростям фильтрации.

Скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, и тогда двучленному закону фильтрации(7) соответствуют следующие уравнения индикатоцной линии:

(8,9)

где А, В, А1,и B1 - коэффициенты, постоянные для данной нефтяной или газовой скважины; Q - дебит нефти; Qат- объемный расход газа, отнесенный к атмосферному давлению.

Величины А, А1и В, В1 ж при обработке индикаторной линии по двучленным формулам(8)и(9) могут быть определены по способу проф. Е. М. Минского. Уравнения притока(8)и(9) записывают в виде:

(10)

Опытные точки, полученные в результате исследования, наносят на график в координатах Q - Дp/Q или Qат - Др2/Qaт (Рис. 78). При этом, согласно уравнениям(10), должны получиться прямые линии, и отрезки, отсекаемые ими на оси ординат, будут соответствовать величинам A или A1 тангенсы углов наклона этих линий будут равны коэффициентам В или B1.

Рис. 2

Опыт исследования скважин, эксплуатирующих залежи, приуроченные к трещиноватым коллекторам, показывает, что и в этом случае между депрессией пластового давления и дебитом скважины наблюдается нелинейная зависимость (индикаторные диаграммы выпуклы но отношению к оси дебитов). В трещиноватых коллекторах в отличие от зернистых кроме инерционных сил важной причиной искривления индикаторных линий является деформация коллектора и жидкости, изменение раскрытости трещин и, как следствие этого, уменьшение проницаемости пласта при увеличении депрессии. В этом случае оказывается, что нелинейный закон фильтрации, записанный в виде (8), не отражает влияния деформации трещин, которая может быть весьма существенной при изменении давления. Поэтому уравнением (7) описываются лишь индикаторные линии для скважин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор, который слабо деформируется при изменении пластового давления, что встречается очень редко.

Значительно лучше индикаторные линии для скважин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор, описываются уравнением вида

(11)

где а - коэффициент, учитывающий деформацию коллектора и жидкости при изменении давления; b и с - коэффициенты, учитывающие фильтрационные свойства пласта и геометрию коллектора и скважины.

При n - 1 уравнение (11) сводится к известному соотношению (7), которое не учитывает деформации коллектора и жидкости (а = 0). При суммировании до n = 2 получается формула Л.Г. Наказной

(12)

в которой влияние деформаций коллектора й жидкости приближенно учитывается соотношением a/2 * Др2.

Если при фильтрации инерционные силы малы, то, пренебрегая вторым слагаемым в правой части уравнения (9) и суммируя до n - 2, получим уравнение А. Бана (индикаторная линия для скважин, эксплуатирующих трещиноватый коллектор при линейном законе фильтрации).

Согласно результатам исследований Н.П. Лебединца, Н.М. Донцова и В.Т. Боярчука, физический процесс, происходящий в трещиноватом коллекторе, правильнее всего описывается уравнением для закона фильтрации, имеющим вид

нефтяной скважина пластовой давление

(13)

При обработке индикаторных диаграмм с помощью уравнений (11) - (13) коэффициенты а, b и с находят по фактическим индикаторным кривым методом избранных точек. При этом на индикаторной диаграмме выбирают три равномерно расположенные точки. Подставляя известные значения Др и Q, соответствующие выбранным точкам, например, в формулу (11), составляют систему из трех уравнений, решение которых дает значения а, b и с.[2.146-151].

Список литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений., изд-во «Недра», 1990. - 427 с.

2. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, изд-во «Недра», 1970. - 448 с.

Размещено на Allbest.ru