Методы исследования нефтяных скважин при установившихся притоках

      Однако в природе редко встречаются  литологически однородные пласты по толщине и простиранию. Проницаемость пласта изменяется в процессе работы скважины вследствие постоянного закупоривания пор породы механическими примесями, парафином и асфальтосмолистыми веществами. Вязкость жидкости изменяется от ствола скважины в глубь пласта в результате закачки или прекращения закачки холодной воды, а также замещения высоковязких нефтей пластовой или пресной водами и перемещения водонефтяного или газонефтяной контактов при заводнении пластов. В призабойной зоне пласта имеется развитая система трещин, размеры которых изменяются в зависимости от режима работы скважин. На характер кривых восстановления забойного давления также влияют невозможность практического мгновенного прекращения притока или нагнетания жидкости в пласт, выделение газа в призабойной зоне пласта и в стволе скважины, изменение давления в них вследствие теплоотдачи и т. д.

      Все эти факторы влияют на  формы кривых восстановления  давления, и фактические графики р, In t отличаются от теоретических.

        На рис.3, а приведена часто встречающаяся форма кривой восстановления забойного давления.

     Если бы все условия применимости  метода исследования скважин  по кривым восстановления давления соблюдались, график имел бы форму прямой линии с уклоном i = tg и отрезком А на оси ординат (см. рис.2). Однако на практике нарушение прямолинейности наблюдается в начале графика, что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее остановки, а именно: практической невозможностью мгновенной остановки скважины (необходимо некоторое время для закрытия задвижки); повышением уровня в насосных скважинах от динамического до статического; сжимаемостью жидкости в стволе скважины по мере повышения давления; выделением свободного газа из нефти как в призабойной зоне пласта, так и в стволе скважины по мере снижения давления при движении газожидкостной смеси к устью скважины и его сжатием при последующем повышении давления в скважине.

   На отдельных нефтяных скважинах  с низкой проницаемостью пласта, с высоким давлением насыщения и большим газовым фактором время начала выхода графика на прямолинейный участок достигает 3—4 ч и даже больше. Для нагне- 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис.3. Кривые восстановления забойного давления с несколькими прямолинейными участками

тательных скважин, находящихся па самоизливе или под закачкой воды в пласт, характерен график восстановления давления, практически сразу выходящий на прямолинейный участок  (не значительный  продолжающийся  приток жидкости  объясняется в  основном   невозможностью   быстрого   закрытия   задвижки). При  исследовании нагнетательных скважин  высокой  приемистости, находящихся под закачкой, наблюдается  разброс точек в   начале  графика,   что  объясняется  проявлением   гидравлического удара при быстром закрытии задвижки.

       Начальный участок графика восстановления  забойного давления (до точки т) обрабатывается с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки. Предложено несколько методов учета притока, с которыми можно познакомиться в специальной литературе.

         Второй участок графика от  точки т до точки т имеет крутой угол наклона и наибольшее значение углового коэффициента . Если подставить его значение в формулу (2.5), то вычисленный коэффициент проницаемости окажется наименьшим, что характеризует плохое состояние призабойной зоны пласта. По этому участку следует определять степень несовершенства скважины, что характеризуется приведенным радиусом скважины . Подставляя этот радиус, например, в формулу (5.6), можно уточнить параметры пласта.

     Участок графика от точки  т и до т   с угловым коэффициентом i   характеризует фильтрационные свойства удаленной зоны пласта. Этот большой участок пласта вокруг скважины представлен породами однородной проницаемости, насыщенными жидкостью постоянной вязкости; толщина пласта одинакова на всем его простирании. Коэффициент проницаемости, рассчитанный по формуле (2.5) для этого участка, оказывается выше проницаемости призабойной зоны пласта. После точки m₂ направление графика снова изменяется — повышается угол наклона. Увеличение угла наклона на графике можно объяснить двумя причинами — ухудшением литологической характеристики продуктивного пласта (увеличением глинистости, уменьшением толщины пласта) или резким увеличением вязкости жидкости, например, при заводнении залежей с высоковязкими нефтями.

     Для определения решающего фактора,  влияющего на угол наклона графика, необходимо повторить исследование скважины спустя 3—4 мес. Если на характеры кривых восстановления давления на данной скважине повлияло наличие литологической ограниченности пласта, то точки пересечения прямолинейных участков т , т , т , будут находиться на одном и том же расстоянии от оси ординат, как показано на рис. 3. б.

Если  искривление графика вызвано  разностью вязкостей насыщающих пласт жидкостей, точки пересечения т , т , т при повторных исследованиях будут отклоняться вправо по горизонтальной оси графика, как показано на рис. 3,в.

        Следовательно, на основе исследования  скважин по методу неустановившихся режимов можно проводить гидроразведку продуктивного пласта и принимать важные решения, необходимые для рациональной разработки залежи.

          Проведением исследований скважины  до и после ее обработки, например методами ГРП, кислотной обработки, можно определить глубину обработанной призабойной зоны пласта (рис. 3, г). График 1, построенный до обработки скважины, имеет в начале крутой угол наклона, что указывает на низкую проницаемость призабойной зоны пласта. После проведения обработки призабойной зоны в основном изменился характер начального участка графика 2, а участок подъема имеет примерно тот же уклон. Следовательно, в результате удачной обработки скважины удалось улучшить коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, глубину обработки которой можно рассчитать (до точки т).

     Достоверность сделанных заключений  по формам графиков восстановления  забойного давления можно повысить, если провести такие же исследования в соседних скважинах и сопоставить их результаты. При этом также рекомендуется пользоваться геологическими профилями и картами обводненности залежи, которые позволяют подтвердить правильность заключений.

      Для определения расстояния от  ствола скважины до места в  пласте, где условия фильтрации жидкости изменяются (литологические ограничения, положение ВНК или глубина удачной обработки скважины и др.), можно воспользоваться формулой распределения давления в бесконечном пласте после остановки одиночной скважины, предложенной профессором В. Н. Щелкачевым:

.             (3.1)

где f — безразмерный параметр Фурье, характеризующий скорость распределения давления в пласте. Остальные параметры прежние.

.                                   (3.2)

где — коэффициент пьезопроводности, м²/с; t — время с начала остановки скважины, с; R — текущий радиус, м.

       При Fо=0,1 давление на забое восстанавливается на 90 %, а к моменту Fo = 0,5 можно считать давление полностью восстановленным и принимать это давление за пластовое. Тогда и уравнение (3.1) примет вид

0,8091 + In F₀ = 0.                       (3.4)

      Подставляя в формуле (3.4) значение  безразмерного коэффициента из уравнения (3.2), получим

0,8091 +ln — 2 In R = 0.         (3.5)

       Отсюда можно определить расстояние  от ствола скважины до любой  точки в пласте

.                                   (3.6)

        Для пользования этой формулой  нужно построить график восстановления забойного давления в координатах р, In t. По прямолинейному участку определяют коэффициент проницаемости k и подсчитывают коэффициент пьезопроводности по формуле (2.7). Затем фиксируют на графике точку т, после которой изменяется угол наклона. Значение времени t в точке пересечения и значение подставляют в формулу (3.6).

С применением  метода восстановления забойного давления также проводят исследования на взаимодействие скважин. Для этого на одной из скважин измеряют режим работы, а на других соседних скважинах наблюдают за изменением забойного давления. По скорости восстановления забойного давления рассчитывают параметры пласта в радиусе между возмущающей и наблюдательными скважинами.     
 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА

3.1 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТОВ

      

Для решения  многих практических задач, связанных  с проектированием и разработкой нефтяных и газовых месторождений, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, коэффициент гидродинамического совершенства, гидропроводности, пьезопроводности и др.

     Коэффициент гидропроводности пласта

.                           (4.1)

Здесь размерность  в (мкм²•м)/(мПа•с).

     В практике часто пользуются  термином «подвижность жидкости», под которым понимают отношение .

      Коэффициент пьезопроводности пласта  характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления), вызываемых изменением режима эксплуатации скважин. Чем больше , тем меньше при прочих равных условиях время, в течение которого давление в точке наблюдения изменится вследствие изменения давления в другой скважине. Поэтому пьезопроводность характеризует скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима. Для однородного пласта коэффициент пьезопроводности

             (4.2)

где _ж, _с — соответственно коэффициенты   сжимаемости   жидкости   и   пласта, Мпа^-1; m — эффективная пористость; — коэффициент упругоемкости пласта, Мпа^-1.

        Размерность  при этом м²/с. Для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, пьезопроводность изменяется в широком диапазоне (от 10^-2 до I0² м²/с).

3.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА

ПО  К.В.Д.

        Наиболее точные результаты обработки  к.в.д. без учета дополнительного притока в ствол скважины можно получить при условии, что до момента изменения режима эксплуатации скважины (в частности, остановки) ее дебит оставался неизменным в течение длительного периода, в 10 раз и более превышающего время регистрации к.в.д. Кроме того, есть основания считать дополнительный приток незначительным. Это условие практически соблюдается в добывающих скважинах с высоким затрубным давлением и незначительным объемом газа в за-трубном пространстве, а также в нагнетательных скважинах, весь ствол которых в период исследования остается заполненным водой.

       Обработка данных исследования  осуществляется в следующем порядке.

1. По  результатам регистрации изменения забойного давления ( р) глубинным манометром или дифманометром во времени (t) строят график зависимости р (lg t).

2. Прямолинейный  участок графика экстраполируется (продолжается) до пересечения с осью ординат, определяется отрезок Л, отсекаемый на оси ординат, и уклон i прямолинейного участка к.в.д. 3. Определяют гидропроводность

.                      (4.3)

Предполагается, что объемный коэффициент нефти b и плотность дегазированной нефти _н известны по данным лабораторных определений. 

4.  Определяют  проницаемость  пласта

.                                 (4.4)

5. Определяют  приведенный радиус скважины:

.                           (4.5)

6. Определяют  коэффициент гидродинамического  совершенства скважины •

.                         (4.6)

где — половина среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними.