Гидродинамическое исследование скважины,эксплуатирующей одновременно несколько пропластков

ВВЕДЕНИЕ

    Информация  о гидродинамическом состоянии нефтяной залежи, необходимая для проектирования процесса разработки месторождений и для его управления, получается в основном по данным промысловых исследований скважин.

    С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д.

    Задача  определения абсолютных значений этих величин с необходимой точностью, а также изучения характера их изменения но времени и пространстве (по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности, определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими условиями эксплуатации приборов в различных скважинах. В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирования процессом разработки месторождений непрерывно совершенствуется и техника глубинных измерений.

    Тенденции развития техники контроля и регулирования  разработки нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в последующие годы все более важное практическое значение, а служба исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться.  
 

    1 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

    ПЛАСТОВ И СКВАЖИН 

    Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки. На этой стадии по всем нефтяным скважинам, вскрывающим объекты, подготавливаемые к промышленной разработке, определяются начальные пластовые давления и температуры, коэффициенты, продуктивности, гидропроводности и пьезопроводности пласта. По результатам исследования глубинных проб нефти определяются величины давления насыщения, вязкость, плотность, газовый фактор, объемный коэффициент и другие физико-химические характеристики пластовых жидкостей.

    Одной из главных задач гидродинамических  исследований на стадии промышленной разведки является выявление общей картины неоднородностей пласта по площади.

    На  стадиях пробной эксплуатации и  промышленной разработки месторождения задачами гидродинамических исследований являются:

1. уточнение   данных   о   гидродинамических   свойствах   разрабатываемого  объекта,   необходимых  для  дальнейшего  проектирования;
2. получение информации о динамике процесса разработки, необхо- 
   димой   для   его   регулирования;   3) определение   технологической 
   эффективности   мероприятий,    направленных   на   интенсификацию 
   добычи нефти  (обработка  призабойных  зон скважин,  гидроразрыв 
   и т. д.).

    В этот период на промыслах составляются планы и графики проведения исследований по всему фонду скважин, в которых предусматривается необходимый перечень исследований и их периодичность. По данным исследований определяется общая картина динамики выработки объекта, для чего строятся карты изобар для начальных и текущих пластовых давлений; продвижения водо- и газонефтяных контуров по кровле и подошве пласта; равных коэффициентов продуктивности, проницаемости и пьезопроводности. Кроме того, строятся кривые изменения во времени дебита нефти, воды и газа по пласту, а также расхода жидкости, закачиваемой в пласт.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      1.1 Метод установившихся  отборов

             Для выявления зависимости между дебитами скважин и величинами забойных давлений при установившихся режимах эксплуатации на них проводятся специальные циклы исследований. В каждом таком цикле скважина последовательно эксплуатируется на нескольких установившихся режимах, отличающихся величиной дебита и забойного давления.

             Смена режима на фонтанной  скважине производится путем  установки на выкидной линии  штуцера другого сечения; на  компрессорнойи— путем изменения давления и расхода подаваемого рабочего агента (газа или воздуха); на скважине оборудованной штанговым насосом, — изменением числа качаний балансира, длины хода полированного штока или глубины подвески насоса; в скважине, оборудованной ЭЦН, — установкой штуцеров или другими способами.

             Новый режим эксплуатации скважины  устанавливается не сразу. В  зависимости от конкретных условий  (величины проницаемости пласта, вязкости жидкости в пластовых  условиях и др.) на это уходит  от нескольких часов до нескольких  суток.

             На каждом режиме измеряются  дебит скважины и забойное  давление. Если скважина дает  многокомпонентную продукцию (нефть—вода, нефть—вода—газ, вода—газ), то измеряются  дебиты отдельных компонентов.  В число режимов цикла в  большинстве случаев включается  так называемый нулевой режим,  соответствующий полной остановке  скважины (дебит равен нулю). При  нулевом режиме . 

Рис. 1. Индикаторная диаграмма                     Рис. 2. Индикаторная диаграмма                                                                                    эксплуатационной скважины в ко-                 эксплуатационной скважины в ко-

         ординатах                                              ординатах        

             

              Полученные данные используются  для построения графика зависимости  дебита скважины от забойного  давления или от перепада между  пластовым и забойным давлением.  Такие графики называются индикаторными  диаграммами скважин. 

              При построении индикаторных  диаграмм в координатах дебит—  забойное давление () для нефтяных (безводных и обводненных) нефтегазовых скважин принято величины забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит — по оси абсцисс. При этом положение осей выбирается так, чтобы точка их пересечения имела координаты

      .

              Пример индикаторной диаграммы  для безводной нефтяной скважины, построенной по этим правилам  в координатах , приведен на рис. 1. В таблице указаны номера установившихся режимов и соответствующие им величины дебитов (т/сут) и забойных давлений (кгс/). Та же диаграмма в координатах дебит—депрессия () приведена на рис. 2. Индикаторные диаграммы эксплуатационных скважин располагаются ниже оси абсцисс.

              При построении диаграмм для  нагнетательных водяных скважин  положение осей координат обычно выбирают таким образом, чтобы индикаторная линия располагалась выше оси абсцисс (см. рис. 3 и 4).

                Эксплуатационные  скважины могут иметь прямолинейные  диаграммы, криволинейные- с выпуклостью,  обращенной к оси дебитов, и  диаграммы, одна часть которых  прямолинейна, а другая – 

      Рис. 3. Индикаторная диаграмма                         Рис. 4. Индикаторная диаграмма

      нагнетательной  скважины в коор-                       нагнетательной скважины в коор-

                          динатах ѡ.                                                     динатах ѡ 

криволинейна (рис. 5). Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямолинейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси давлений, и диаграммы прямолинейно - криволинейные (рис. 6). 

Рис. 5. Возможные формы индикаторных       Рис. 6. Возможные формы индикаторных             диаграмм эксплуатационных скважин.                 диаграмм нагнетательных скважин. 

               Коэффициентом продуктивности эксплуатационной  скважины K называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлением, соответствующему этому дебиту

                                                                                           (1.1)

            Аналогом коэффициента продуктивности  для нагнетательных скважин является  коэффициент приемистости

                                                                                                  (1.2)

             В практике исследований коэффициент  продуктивности чаще всего измеряют  в т/сут*(кгс/); /сут*(кгс/); /с*(кгс/). Иногда перепад давления измеряют в метрах столба жидкости. В этих случаях используют соответствующие размерности для коэффициента продуктивности т/сут*м ст. жидк.; /сут*м ст. жидк.; /с*м ст. жидк. И др.

             Из формулы (1.1) следует, что

                                                                                                      (1.3)

             Сопоставим эту формулу с формулой  Дюпюи для случая притока жидкости 

      откуда

                                                                                                           (1.4)

              Введем обозначение . Параметр ε называют гидропроводностью пласта. Этот параметр чаще всего измеряют в единицах: дарси*м/сантипуаз (д*м/сп) или дарси*сантиметр/сантипуаз (д* см/сп).

               
 

              С учетом введенного обозначения ε формула (1.4) принимает следующий простой вид:

                                                                                                         (1.5)

               Из этой формулы видно, что  коэффициент продуктивности скважины  зависит от гидропроводности пласта в ее районе, от величины приведенного радиуса и от среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими. Необходимо учитывать, что в формуле (1.4) величина k обозначает не физическую проницаемость коллектора, а фазовую проницаемость для жидкости, являющуюся функцией насыщенности пласта этой жидкостью. При фильтрации однофазной жидкости (другая фаза находится в связанном состоянии) фазовая проницаемость для нее близка к физической проницаемости пласта.

             При эксплуатации пласта, в котором  однофазная нефть вытесняется  водой, его фазовая проницаемость  для нефти (или для воды) на  всех режимах исследовательского  цикла остается практически постоянной, так как этот процесс вытеснения  является весьма медленным, а  циклы сравнительно кратковременны. В случае же эксплуатации пласта, давление в котором равно, давлению  насыщения нефти газом, часть  пор всегда насыщена свободным  газом и любое снижение забойного давления приводит к дополнительному выделению газа из раствора и, следовательно, к увеличению газонасыщенности и уменьшению нефтенасыщенности пласта. При этом уменьшается фазовая проницаемость для нефти. Это уменьшение наблюдается при переходе от режимов исследовательского цикла с малыми дебитами к режимам с высокими дебитами.