Гидродинамическое исследование скважины,эксплуатирующей одновременно несколько пропластков

              Если величина фазовой проницаемости  для жидкости при всех режимах  цикла остается постоянной и  величины ,,также неизменны, то согласно (1.4) коэффициент продуктивности исследуемой скважины также должен быть одинаковым при всех режимах цикла. Это означает, что индикаторная диаграмма для скважины должна быть прямолинейной, так как формула q= при постоянном K представляет собой уравнение прямой линии. Угловой коэффициент этой прямой или, что то же; тангенс угла ϕ между индикаторной линией и осью давлений (депрессий) численно равен коэффициенту продуктивности скважины

                                                   =                                                (1.6)

             Нефтяные, нефтеводяные и водяные скважины (в пласте отсутствует свободный газ) имеют, как правило, прямолинейные диаграммы (линии 1 на рис. 5 и 6).

             Встречаются и исключения из  этого правила — случаи, когда,  несмотря на отсутствие свободного  газа в пласте, или вся индикаторная  линия, или ее часть оказываются  криволинейными. Это может происходить  главным образом, по двум причинам: 1) процесс фильтрации жидкости  в пласте не подчиняется линейному  закону (закону Дарси); 2) изменяется  физическая проницаемость пласта  при переходе от одних режимов  цикла к другим.

              Рядом исследований установлено,  что прямая зависимость между  расходом жидкости, фильтрующейся  через пористую среду, и градиентом  давления (закон Дарси) наблюдается  лишь в определенном диапазоне  скоростей фильтрации. Существуют  нижний и верхний пределы скорости  фильтрации, между которыми закон  Дарси справедлив. Если же скорость  фильтрации меньше нижнего или  больше верхнего предела, то  ее зависимость от градиента  давления становится нелинейной.

              Со скоростями меньше нижнего  предела при исследовании скважин  сталкиваться практически не  приходится, скорости же, превышающие  верхний предел, часто наблюдаются  в пластах вблизи забоев высокопроизводительных  эксплуатационных и нагнетательных  скважин и особенно газовых  скважин. В последнем случае  линейный закон фильтрации, как  правило, нарушается.

              Величина верхнего предела скорости  фильтрации в зависимости от  структуры порового пространства, свойств жидкости и других  факторов может изменяться в широком диапазоне и определить ее заранее трудно. Один из способов ее оценки основывается на анализе индикаторных диаграмм. При проявлении нелинейного закона фильтрации индикаторные диаграммы оказываются криволинейными с выпуклостью в сторону оси дебитов (кривые 2 и 3 на рис. 5 и кривые 2 и 4 на рис. 6).

              Изменение физической проницаемости  коллектора в зависимости от  величины забойного давления  может происходить при наличии  в пласте трещин, которые способны  расширяться при увеличении забойного  давления (нагнетание рабочих агентов)  и сжиматься при снижении давления (отбор жидкости или газа). В  подобных случаях индикаторные  диаграммы также оказываются  криволинейными, причем для эксплуатационных  скважин они обращены выпуклостью  к оси дебитов (кривая 2 на рис. 5), а для нагнетательных — выпуклостью к оси давлений (кривая 3 на рис. 6).

              Индикаторные диаграммы скважин,  эксплуатирующих пласты с давлением,  равным давлению насыщения нефти  газом, криволинейны с выпуклостью,  обращенной к оси дебитов. Заметим,  что по эксплуатационным скважинам  индикаторные диаграммы не могут  иметь форму кривых с выпуклостью,  обращенной к оси давлений (депрессий). Если такие диаграммы все-таки  получаются, то это указывает  на дефекты исследований (ошибки  приборов, не вполне установились  режимы цикла и т.п.).

              Из определения коэффициента  продуктивности следует, что он  остается постоянным при всех  режимах цикла, если индикаторная  диаграмма прямолинейна; уменьшается  с увеличением депрессии, если  индикаторная диаграмма криволинейна, и имеет выпуклость, обращенную  к оси дебитов; увеличивается  с увеличением депрессии в  случае криволинейных диаграмм  с выпуклостью, обращенной к  оси давлений (депрессий). На основании  индикаторных диаграмм устанавливаются  оптимальные нормы отбора жидкости  и газа и закачки рабочих  агентов по скважинам. Сопоставление диаграмм, полученных по одной скважине в различное время, позволяет судить об изменении насыщенности пласта в ее районе, об изменении проницаемости пласта в призабойной зоне и т. п. Если на скважине проводится какое-либо мероприятие, связанное с изменением степени или характера вскрытия пласта или повышения его проницаемости в призабойной зоне, то сопоставление индикаторных диаграмм до и после проведения мероприятия позволяет судить о действительной эффективности последнего.

             Что касается гидродинамических  характеристик пластов, то с  помощью индикаторной диаграммы  можно непосредственно определить  лишь величину средней гидропроводности пласта районе скважины на момент исследования.

             Чтобы определить среднюю проницаемость  пласта, необходимо по данным  других исследований (геофизических  и лабораторных) определить параметры  µ и h.

                                                    .                                                 (1.7)

                Способ обработки результатов исследований методом установившихся отборов с целью определения параметра гидропроводности выбирается в зависимости от условий фильтрации жидкости в районе скважины (одно- или многокомпонентная смесь) и формы полученной индикаторной диаграммы. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      1.2 Метод восстановления  давления

               Проектирование и контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений, создание и эксплуатация подземных хранилищ газа связаны с определением коллекторских свойств пластов и изучением их фильтрационных характеристик (однородность пласта по толщине и площади, наличие литологических и тектонических экранов и их расположение и т.д.).                                                                                                  

               В литературе имеется большое  количество работ, посвященных  этой важной проблеме. Методы  определения параметров пласта  весьма разнообразны и зависят  от тех конкретных задач, которые  ставят перед собой исследователи.

              Гидродинамические методы исследования пластов и скважин, связанные с замерами пластовых и забойных давлений в возмущающих и реагирующих скважинах, называют пьезометрическими методами. Различают две группы пьезометрических методов - при установившихся и неустановившихся режимах.

               Методы исследования пластов и скважин, основанные на изучении неустановившихся процессов изменения забойного давления в возмущающих и реагирующих скважинах, тесно связаны с теорией упругого режима. После пуска или остановки скважины на ее забое и в окружающих скважинах возникают (в условиях упругого режима) длительные процессы перераспределения давления. При помощи самопишущих скважинных манометров можно записать повышение или понижение давления и построить график изменения забойного давления с течением времени -кривую восстановления давления (КВД).

              Чаще всего при гидродинамическом исследовании скважины наблюдают (измеряют) восстановление забойного давления после остановки скважины, ранее продолжительное время работавшей с постоянным      дебитом Q.

               Очевидно, что коллекторские свойства пласта влияют на форму графиков восстановления забойного давления, поэтому по форме КВД стали определять коллекторские свойства пласта его проницаемость и пьезопроводность.

                Для упрощения обработки КВД  прибегают к преобразованию графиков  восстановления давления, изменяя  их криволинейную форму в прямолинейную.

                Наиболее распространенный метод  определение коллекторских свойств пласта по данным о восстановлении забойного давления в остановленных скважинах - метод построения преобразованного графика восстановления забойного давления в полулогарифмических координатах  ∆p, lgt, имеющего форму прямой линии.

                Прямолинейную зависимость ∆р от lgt установить несложно.

                На основании основной формулы  теории упругого режима (2.1) можно получить следующую функциональную зависимость между изменением забойного давления  ∆ и временем t с момента пуска скважины в эксплуатацию с постоянным дебитом:

                                         .                         (2.1)

              Действительно из формул (2.2) и (2.3) видно, что изменение (снижение) забойного давления в пущенной с постоянным дебитом Q скважине оказывается линейной функцией логарифма времени. Следовательно, эти формулы можно рассматривать как уравнение графика изменения забойного давления после пуска скважины в эксплуатацию. 
 

= ) =  

=       

                  
 

             Последнее выражение можно переписать в виде

                                                   (2.2)            

                                                                                                                   

или

                                              A+ ilgt,                                                  (2.3) 

где

                                                     A=

                                                                                          (2.4)

              Рассмотрим теперь кривую восстановления забойного давления, т. е. рост забойного давления после мгновенной остановки скважины. Будем считать, что до остановки скважина весьма длительно работала с постоянным дебитом Q и вокруг нее в пласте имело место установившееся распределение пластового давления, т.е. пьезометрическая линия является кривой логарифмического типа.

               Изменение забойного давления  после мгновенной остановки скважины  можно определить используя метод суперпозиции:

                                                              (2.5)                                                                                            

где

                                                                   (2.6)

               депрессия на пласт при установившейся работе добывающей скважины с дебитом Q;

                                               (2.7)

изменение давления на забое воображаемой нагнетательной скважины, пущенной в момент t=0 с  расходом Q.

                Так как ∆ - величина постоянная (от времени не зависит), то изменение забойного давления ∆будет определяться формулой (2.7), которая совпадает с формулами (2.2) и (2.3).

                Обработка кривых восстановления  забойного давления и определение по ним коллекторских свойств пласта производится следующим образом.

                Снятую скважинным манометром  кривую роста забойного давления  после остановки скважины перестраивают  в координатах ∆, lgt (рис. 7). По прямому участку этой кривой находится отрезок, отсекаемый ее продолжением на оси ∆ (отрезок А), и тангенс угла наклона этой прямой к оси абсцисс (i= tgϕ). Затем при помощи второго равенства (2.4) определяется параметр kh/µ, называемый гидропроводностью пласта: