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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 [ 122 ] 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

Перечислим кратко некоторые причины. Проф. М. Е. Альтовский [4, 5, 6 на основании тщательного анализа обширного гидрогеологического материала пришел к выводу, что вогнутые индикаторные линии могут получиться либо в результате дефектов замеров дебитов, уровней или давлений, либо в результате того, что исследование скважины производилось тогда, когда она находилась в стадии прокачки. Стадия прокачки характеризуется неустановившимся состоянием притока жидкости к скважине, связанным с выносом мелких частиц из пор и трещин пород, слагающих продуктивный пласт.

Проф. Ф. А. Требин [172] провел лабораторные исследования неустановившихся физико-химических процессов, которые могут возникнуть нри известных условиях движения нефти в пористой среде. Именно этими неустановившимися процессами объясняется в ряде случаев нроисхождение вогнутых кривых.

Вогнутые индикаторные кривые могут получиться и вследствие использования дефектного метода исследования скважин - «метода прослеживания». В этом убеждает анализ промыслового материала, специальные сравнительные исследования одних и тех же скважин различными методами, теоретический анализ проявлений упругости жидкости и пласта.

Учитывая все вышеизложенное, следует отказаться от прежней классификации индикаторных кривых и рекомендовать называть индикаторные линии согласно их форме прямыми, выпуклыми и вогнутыми (говоря о выпуклости и вогнутости но отношению к оси дебитов). В полном согласии с гидрогеологической практикой (см. цитированные выше работы нроф. М. Е. Альтовского) следует считать недопустимым использовать вогнутые индикаторные кривые для установления технологического режима работы скважин, т. е. в целях неносредственного предсказания по ним величин установившихся дебитов, соответствующих заданным величинам нонижепии давления или уровня.

Перейдем к кратким замечаниям но поводу аналитического выражения индикаторных кривых, построенных на основании фактического материала исследований скважин. Пе будем касаться оценки всех существующих эмпирических формул и методики подсчета входящих в них коэффициентов и показателей степени (см. по этому вопросу книги Альтовского [5], Арутюнова [9], Геймана [33], Муравьева и Требина [130], Требина [171]). Остановимся лишь на нескольких нринципиальных вопросах, которые могут быть решены лишь на базе подземной гидравлики.

В нефтепромысловой практике при аналитической обработке индикаторных кривых чаще всего пользовались одночленной степенной формулой (двухчленная степенная формула используется значительно реже, но и к ней можно отнести все те замечания,которые здесь будут сделаны но поводу одночленной формулы) вида:

Q = с{р -рс)

(25, XV)

См. также статью Щелкачева [206

Щелкачев [212], [219], Щелкачев и Донцов [213]. Особенно подробно этот вопрос был разобран в последних работах инж. К.М.Донцова.

либо

С S ,

где с, с, п - постоянные величины, подлежащие определению. Показатель степени п подбирался сообразно форме индикаторных кривых: п = 1 для индикаторных линий тина 1 на рис. 128, п < 1 для кривых тина 2, гг > 1 для кривых тина 3.

Возникает вопрос: отвечают ли формулы (25, XV) и (26, XV) истинной природе явлений, т. е. могут ли они точно отображать течение индикаторной кривой от нулевого до максимально возможного нонижения давления?

Па этот вопрос следует ответить отрицательно.

Действительно, судя, например, но формулам главы ХП1, зависимость дебита скважин, к которым притекает газированная жидкость, от нонижения давления более сложная и соответствующие им индикаторные линии отнюдь не подчиняются формуле (25, XV).

При притоке к скважине однородной жидкости в условиях водонапорного режима формулы (25, XV) и (26, XV) могли бы точно соответствовать индикаторным кривым только в том случае, если бы во всем пласте, начиная от стенки скважины, режим фильтрации имел одну и ту же природу.

Однако в § 6 главы IX было указано, что очень часто (нри притоке жидкости к скважинам, гидродинамически несовершенным, и но характеру и но степени вскрытия пласта) в пласте могут одновременно сосуществовать различные режимы фильтрации. В таких случаях нри малых дебитах индикаторная линия будет прямолинейна, а затем, с увеличением дебита и появлением вокруг скважины области кризиса линейного закона фильтрации, индикаторная линия начнет искривляться, и ее отклонение от прямолинейной формы будет тем больше, чем больше дебит скважины.

Па рис. 61 была построена подобная индикаторная кривая - линия 1.

Попытаемся обработать отдельные участки линии 1 рис. 61 но формуле (25, XV); иными словами, попытаемся для отдельных участков этой линии подобрать соответствующие коэффициенты с и показатели степени п. Пе приводя всех вычислений, укажем, что но мере увеличения понижений давления в скважине показатель степени п уменьшается (см. табл. 29).

Отсюда вытекают весьма важные для практики выводы: обычно нри исследовании нефтяных скважин достигают сравнительно небольших понижений давления, т. е. в результате исследования скважины получают некоторый небольшой участок индикаторной кривой. Далее рассуждают так: для предсказаний дебитов скважины нри больших перепадах давления и, в частности, для предсказания потенциального дебита, необходимо проэкстраноли-ровать индикаторную кривую; графическая экстраполяция неточна, лучше

называли «показателем режима фильтрации». Выше было доказано, что форма индикаторной линии, а, следовательно, и ее аналитическое выражение зависят от пяти факторов, а не только от режима фильтрации. Поэтому термин «показатель режима фильтрации» в связи с формулами (25, XV), (26, XV) совершенно неуместен.

См. по этому поводу статьи Лапука [87] и Щелкачева [207].

Таблица 29

использовать для экстраполяции аналитическое выражение кривой по формуле (25, XV). Предполагают, что эта формула точно соответствует природе процесса притока жидкости к скважине, а потому любая экстраполяция индикаторной кривой но этой формуле считается вполне законной и точной. Поэтому имеющийся в результате исследования скважин участок индикаторной кривой обрабатывают но формуле (25, XV) или (26, XV), подбирают для этого участка соответствующие величины с (или с) и гг и затем, считая эти величины постоянными, экстраполируют индикаторную кривую и предсказывают по ней дебиты. Найденные величины с и гг считают характеристиками скважины и находят возможным говорить: «данная скважина имеет показатель фильтрации гг, имеющий определенное числовое значение, например: п = 0,8».

Табл. 29 и все сказанное выше обнаруживают всю порочность подобных рассуждений.

Показатель степени гг, найденный для какого-то участка индикаторной кривой, нельзя считать постоянным и относящимся ко всему ее течению от нулевого до максимально возможного нонижения давления в скважине.

На рис. 61, кроме истинной индикаторной кривой OABCDEEG, показаны пунктирные кривые 2-4, являющиеся результатами попыток экстраполяции отдельных участков индикаторной кривой; отдельные участки обрабатывались по формуле (25, XV).

Из сравнения кривых 2-4 с истинной индикаторной кривой 1 ясна порочность этих попыток при сколько-нибудь далеко идущей экстраполяции. При попытках предсказаний потенциалов скважин (считая, что потенциальный дебит намного превосходит, тот, который был получен в процессе исследования скважины) ошибка может достигать сотен процентов.

Наоборот, при небольшой экстраполяции использование формул типа (25, XV), (26, XV) или каких-либо иных эмпирических формул дает хорошие результаты (см. подробности в книгах Альтовского [5], Каменского [65 и других, специально посвященных вопросам обработки результатов исследования скважин).

Например, в гидрогеологической практике считается допустимым экстраполировать индикаторные линии до l,75smax, когда они прямые, и до 2, 25smax, когда

выпуклые5 Smax "

- максимальное понижение уровня (максимальная депрессия), достигнутая в процессе исследования скважины при соблюдении должных правил применения метода «пробных откачек».