Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 [ 30 ] 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Рз<Рн); 4 - подключение пропластков (см. также § 2.9), переток между пластами, неустановившиеся процессы в пласте. Искривления индикаторных диаграмм нагнетательных скважин (см. рис. 5.4,6) могут быть вызваны нарушением закона Дарси (линия 2) или деформацией трещин (линия 3). Следует подчеркнуть, что названные причины во многих случаях проявляются совместно. Если можно выделить причину искривления, то при обработке индикаторных линий следует обратиться к соответствующим расчетным формулам, изучаемым в курсе подземной гидрогазодинамики и описанным в справочниках. В общем случае уравнение притока можно записать в виде степенной зависимости:

С = /Со(рпл -рз)", (5.13)

где Ко (Ар) - коэффициент пропорциональности как функция Др (или рз); га -показатель степени (для выпуклых к оси Q линий 1>п0,5, для вогнутых -п>1, для прямых -n=l). Неизвестными могут являться Ко, п и р„л, которые вычисляем из системы 3-х уравнений, составленных согласно уравнению (5.13) для любых 3-х точек индикаторной линии:

Ql = Ко (рпл - Рзх)" С?2 = /Со (Рпл-Рза)" QsKo (Рпл-рзз)"

(5.14)

При этом принимаем /(0 = const, n=const, рпл = const. Если рпл известно, то для интервалов изменения Ар можно установить Ко{Лр).

Фильтрацию можно описать также двучленной формулой

Ap = AQ + BQ\ (5.15)

для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраиваем в прямую в координатах Ap/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно как отрезок на оси ординат и угловой коэффициент прямой, причем Л = 1 Со (/Со-коэффициент продуктивности) .

При притоке газированной нефти обработка данных исследования осуществляется с использованием функций Христиановича (см. § 2.3), т. е.

2яАа(я-Я 2яМ(Я„,-Я;) ц----=-~-, (5.16)

V-h (Рн) In

где Я;,л-Я;=Хн(рн) (Япл-Яз)-разность функций Христиановича.

Индикаторная диаграмма при этом представляется прямой в координатах Q от (Япл -Яз) или от

(Япл-ЯзО.

В случае многопластового объекта эксплуатации по данным дебитометриче-ских исследований индикаторные диаграммы удобнее строить в зависимости Q от рз (рис. 5.5), причем его приводят для каждого пласта к одной плоскости сравнения (приведенное давление). При таких координатах пластовое давление можно определить графически (см. рис. 5.5) или по формуле

Рпл = Рз + -. (5.17)

Рис. 5.5. Индикаторные диаграммы скважины, вскрывающей три (/, , П1) пласта, и каждого пласта в отдельности, построенные по данным исследования при трех режимах (рзь Рзг, раз)

где Ко определяется по графику как тангенс угла % (tgX=Ko=(Q2 - Qi)l{p3i - p32). Дебит скважины при рз = 0 называют потенциальным дебитом Qn (см. рис. 5.5).

Из рис. 5.5 следует, что при первом режиме (рзО из пластов I и 1П жидкость с расходом AQi перетекает в пласт , так как Рпл <Рз1. Приведенные пластовые давления в I и III пластах равны (Рпл/=рпл я/), что свидетельствует об их гидродинамической связи (принадлежности к одной залежи). По тангенсам углов к можно определить коэффициенты продуктивности каждого пласта и объекта в целом.

§ 5.5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (дебита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реа-

гирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным манометром на установившемся режиме прн эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления - до 2-10 ч, что устанавливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом эксплуатации. Теория исследования разработана для условий упругого режима при рзРн. Допускается проводить исследование добывающих скважин при Рз<Рн (но не более чем на 15%), если в районе скважины рпл>Рн- Базируется исследование на использовании основной формулы упругого режима (2.85).

Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.

Метод восстановления давления

Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во времени. С использованием метода суперпозиции, как известно из подземной гидрогазодинамики, основная формула упругого режима в данном случае записывается в виде

4nkh

(5.18)

где Др=рз(0-Рзо - увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению рз о перед остановкой (рис. 5.6,а); Q - установившийся дебит скважины до остановки (приведенный к пластовым условиям); / - время исследования (после остановки скважины). Кривую ра(0 трансформируют в прямую (рис. 5.6,6), преобразуя уравнение (5.18) таким образом:

Л = Пп

2.25Х

1п<-Л+Пп t.

(5.19)

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.19), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом коса-

bnti Int

Рис. 5.6. Кривая восстановления забойного давлении p,(t) во времени t (о) и ее обработка по методу касательной (б)

тельной. Тогда графически находят А как отрезок на оси ординат (см. рис. 5.6,6) и t как угловой коэффициент прямой:

Apj--A£x /5 20)

ln/,-ln/i

Можно также в соответствии с уравнением (5.19) для двух значений времени ti и t2 составить систему уравнений, из ito-торой вычислить Л и t. Целесообразно принимать 1>10-з/?к7х и /2<(0,1-0.2)/?Лх. Дальше вычисляют:

гидропроводность

8 = Шц = С/(4я1); (5.21)

проницаемость пласта

Л = ец/Л; (5.22)

комплексный параметр

х/ = е"/2,25; (5.23)

приведенный радиус скважины, учитывая, что к = к/(ц*) {ц и р* определяютсяв лаборатории по пробе жидкости и по керну)

гс = 72,25не-л/; (5.24)

коэффициент совершенства скважины при известных i?K (см. § 5.4) и радиусу Гсд скважины по долоту

Sc = ln

-/In-

коэффициент продуктивности скважины

(5.25)

(5.26)

Часто на графике Ap - \nt выделяются два или три прямолинейных участка (рис. 5.7). Искажение прямой 1 может

Рис. 5.7. Типичные кривые восстановления давления в зонально-неоднородном с двумя (а) и тремя (б) зонами, разделенными прямолинейной (а, б) н круговой (в) границами, и трещиновато-пористом (г) пластах

наблюдаться при улучшении (линия 2) или ухудшении (линия 5) проницаемости и пьезопроводности во второй зоне пласта, при наличии между двумя зонами с одинаковыми фильтрационными свойствами зоны с улучшенными (линия 4) или ухудшенными (линия 5) свойствами, при замещении коллектора неколлектором (линия 6), при наличии зоны с постоянным давлением, например в виде контура питания (линия 7). Другими причинами искажения прямой может быть наличие зон с различной степенью проявления аномальных свойств нефти, упруго-емкости трещин и проницаемости пористых блоков в трещиновато-пористом пласте. Обрабатывая соответствующим образом эти зависимости, можно определить фильтрационные параметры и размеры зон, параметры трещиновато-пористого пласта.

Продолжающийся приток обусловлен не мгновенным закрытием скважины на устье (должно быть мгновенное закрытие на забое), сжатием газированного столба жидкости в скважине и повышением уровня жидкости в неполной скважине, соответствующим повышению Рз. Продолжающийся приток можно измерить чувствительным скважинным дебитомером и косвенно определить по изменениям устьевого и затрубного давлений или уровней жидкости в скважине. Существует более 30 методов учета этого притока. Их можно разделить на две группы: дифференциальные и интегральные. В группе дифференциальных методов учитывается текущий расход, а в группе интегральных - накапливающийся объем притекающей жидкости, поэтому последние более точные. Эти методы позволяют увеличить количество точек, ложащихся на прямую.

Э. Б. Чекалюк считает, что притоком можно пренебречь с погрешностью до 1 % при условии

У (0/QK< 0,01, (5.27)

где V{t) - накопленный приток жидкости в скважину за время исследования t. Для выполнения этого условия только в мало-дебитных скважинах требуется большое время.

В нагнетательных скважинах можно измерять устьевое давление Piit), так как Рз(0 =Р2(0+Р?. или использовать зависимость Ap{t)=p2o-p2{t), где Рго - установившееся устьевое давление до остановки, Я - глубина скважины, р-средняя плотность воды. Давление на забое скважины до остановки можно рассчитать по формуле гидростатического давления для неподвижного столба. Обработка результатов осуществляется аналогично без учета дополнительного притока, так как он отсутствует в полностью заполненной скважине.

В насосных скважинах исследуется восстановление уровня жидкости, результаты обрабатываются с учетом дополнительного притока.

Разработаны также экспресс-методы исследования простаивающих скважин, сущность которых состоит в том, что изменение давления в пласте достигается путем кратковременного отбора или закачки в скважину жидкости (газа)-«мгновенный подлив» (не более одного объема скважины). Возможно также ступенчатое изменение дебита.

Гидропрослушивание пласта

Отличие его заключается в том, что в одной скважине вызывается возмущение (пуск, остановка скважины или ступенчатое изменение дебита), а в другой или нескольких других удаленных от нее реагирующих (наблюдательных или простаивающих) скважинах фиксируется изменение давления во времени. Поскольку эти изменения давления небольшие, то их регистрируют с помощью дифманометров или по уровню жидкости в скважине с помощью пьезографов, которые спускают под уровень жидкости. Метод позволяет определить усредненные параметры пласта между возмущающей и реагирующей скважинами и некоторые его неоднородности. Имеются модификации, которые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления (в виде импульсов, гармонических колебаний и др.). Для получения надежных результатов должны отсутствовать посторонние возмущения (пуски, остановки соседних скважин).

§ 5.6. УСТАНОВЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПРОДУКТИВНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, И МЕТОДЫ ЕЕ ПОВЫШЕНИЯ

По данным исследования скважин получают необходимые сведения для проектирования и осуществления процесса разработки залежи, устанавливают технологический режим их работы или принимают решение О необходимости повышения их