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

Неустановившиеся процессы нерераспределения пластового давления могут продолжаться весьма долго (теоретически неограниченно долгое время) , хотя в ближайшей окрестности возмуш;аюш;ей скважины пластовое давление сильно изменяется лишь в начальный период после смены режима ее работы, а в дальнейшем теми изменения пластового давления резко уменьшается. Поэтому подсчитывать к. п. с. часто приходится не дожидаясь установившегося состояния давления в пласте и, следовательно, необходимо считаться с возможностью уменьшения к. п. с. с течением времени.

Проанализируем еш;е одно важное свойство к. и. с. Выше было отмечено, что величина к. п. с. в значительной степени зависит от проницаемости пласта и вязкости жидкости, притекаюш;ей в скважине. Допустим, что первоначально пластовое давление было выше давления насыш;ения и весь газ в пласте был растворен в нефти.

В этих условиях, которые будем считать соответствуюш;ими лишь первой стадии эксплуатации, к скважине будет притекать однородная жидкость. Предположим далее, что в процессе эксплуатации наступает вторая стадия, когда пластовое давление опускается ниже давления насыш;ения. В таком случае газ будет выделяться из раствора, к скважине будет притекать неоднородная жидкость с пузырьками окклюдированного газа. Как было установлено в главах ХП1 и П1, обш;ая эффективная проницаемость пласта при движении в нем смеси жидкости и газа значительно меньше нроницаемости пласта для однородной жидкости; кроме того, по мере выделения газа из нефти ее вязкость увеличивается. Так как во второй стадии эксплуатации скважины эффективная проницаемость пласта меньше, а вязкость больше, чем в первой стадии, то к. п. с. во второй стадии значительно меньше, чем в первой стадии [см., например, формулу (36, XV) для к. п. с]. Совершенно аналогичные явления уменьшения к. п. с. неоднократно наблюдались в нефтепромысловой практике и в других условиях. Именно, после начала обводнения скважины краевыми или подошвенными водами степень насыш;енности порового пространства призабойной зоны водой возрастает, а степень насы-ш;енности нор нефтью убывает. И здесь, в полном согласии с изложенными выше (см. § 5 главы ХП1) законами движения смеси нефти и воды, эффективная проницаемость пласта, а, следовательно, и коэффициент продуктивности будут после начала обводнения меньше, чем до ее обводнения .

Однако во многих случаях неносредственно перед началом и после начала обводнения наблюдалось прямо противоположное явление - рост к. п. с. Это объясняется следуюш;ими причинами: если процесс обводнения протекает не так, как только что было описано (характер процесса обводнения во

Конечно, следует стремиться замерять к. и. с. нри возможно более установившемся распределении пластового давления после смены режима работы скважины, о чем можно судить по повторным контрольным замерам ее дебита, а также по графику изменения забойного давления или уровня с течением времени.

Аналогичные явления уменьшения (иногда очень резкого) к. п. с. замечали после промывок нефтяных скважин водой, проникавшей в процессе промывки в пласт. Отрицательно влияет на к. п. с. и вода, отфильтровавшаяся в пласт из глинистого раствора в процессе бурения.

многом зависит от физических и физико-химических свойств нефти, воды и горной породы), а наступающая вода движется с одной стороны или со всех сторон к забою скважины сплошным ф.юнтом, почти полностью вытесняя более вязкую нефть из пор и двигая ее перед собой, то сопротивление движению жидкости в призабойной зоне будет постепенно уменьшаться. Замещением в призабойной зоне жидкости с большой вязкостью жидкостью с меньшей вязкостью (нри сохранении или незначительном изменении эффективной нроницаемости) и объясняются отмечаемые в нефтепромысловой практике явления увеличения к. и. с. (см. главу XVIII).

Не будем касаться других случаев увеличения или уменьшения к. и. с, зависящих от более сложных изменений относительной насыщенности норового пространства водой, нефтью и газом. Сказанного достаточно, чтобы понять зависимость величины к. и. с. от относительных количеств нефти, воды и газа и от их физических свойств в призабойной зоне.

Анализа физико-химических процессов, происходящих в пласте и влияющих на проницаемость призабойной зоны и тем самым на величину к. и. с, мы в нашем курсе приводить не можем (см. по этому поводу Ребиндер и др. [154], Требин [172], Максимович [116], Гейман [32], Андрианов [8

Замечания по поводу методов исследования

скважин

в конце § 2 данной главы были сделаны критические замечания но поводу в прошлом одного из самых распространенных методов исследования скважин - «метода прослеживания за уровнем или за забойным давлением». Нринципиальная дефектность этого метода (но крайней мере в том виде, в каком он до сих пор употреблялся) обнаруживается нри анализе проявлений упругости жидкости и пласта.

В самом деле, при осуществлении метода прослеживания уровня после остановки или пуска скважины или после подлива в нее жидкости динамический уровень в скважине, двигаясь непрерывно, изменяет свое положение; непрерывно изменяется давление на забое исследуемой скважины. Каждое проходимое положение уровень занимает только одно мгновение. В методе прослеживания определяют скорость изменения положения уровня, а следовательно, и дебит скважины, соответствующий мгновенному положению уровня.

Считают, что дебит скважины, отвечающий определенному положению уровня жидкости в ней в процессе движения уровня, должен быть таким же, как и установившийся дебит, соответствующий установившемуся положению динамического уровня на той же самой высоте (т. е. нри том же нонижепии нод статическим уровнем). Это совершенно неверно: процесс перераспределения давления в пласте не происходит мгновенно, он отстает от неустановившегося процесса изменения положения уровня (изменения забойного давления) в исследуемой скважине. Поэтому «мгновенный дебит», замеренный для какого-то положения уровня в процессе его движения, не может быть ра-

вен установившемуся дебиту при установившемся динамическом уровне в том же положении. Следовательно, «метод прослеживания» в обычной форме его применения действительно является принципиально дефектным. Промысловые работники давно утверждали, что результаты исследования скважин по методу прослеживания часто оказывались крайне неточными, но наиболее суш;ественной причины дефектности этого метода не указывали. Затем истинные причины дефектности метода прослеживания были установлены сначала теоретическим путем (см. Щелкачев [2066], а потом и с помош;ью специальных исследований скважин (см. Щелкачев [212, 209, 211]).

От этих дефектов свободен (вернее сказать, почти свободен) другой метод исследований скважин - «метод пробных откачек». Желая подчеркнуть суш;ность этого метода, его недавно предложили называть «методом установившихся отборов». Как показывает новое название, метод установившихся отборов основан на наблюдениях за несколькими практически установившимися режимами работы скважин. При каждом режиме работы замеряются дебит скважины и динамическое забойное давление или динамический уровень жидкости в ней. Иногда удается замерять и статическое давление или статический уровень в процессе остановки скважины. Результаты исследования сразу дают возможность построить индикаторную диаграмму.

Конечно, следует помнить, что и в методе «установившихся» (этот термин мы умышленно берем в кавычки) отборов, при переходе от одного темна отбора жидкости к другому, строго говоря, не удается достичь абсолютно установившегося режима работы скважины, но степень различия достигнутого состояния от установившегося здесь совершенно иная, чем в методе прослеживания.

Вот почему гидрогеологи, имеюш;ие значительно больший стаж исследования скважин (нафталогия моложе гидрогеологии), пользуются исключительно методом установившихся отборов и вследствие тш;ательно разработанной методики достигают сравнительно весьма точных результатов (см. Каменский [65], Альтовский [6]).

Методика применения метода установившихся отборов для исследования нефтяных скважин значительно сложнее вследствие газированности и обводненности многих скважин и больших их глубин (по сравнению с большинством водяных скважин, которые исследуются гидрогеологами). Однако раснространение эхолотов, забойных регистрируюш;их манометров и использование аппаратов Яковлева легкой конструкции способствуют освоению метода установившихся отборов в нефтепромысловой практике.

Специальные сравнительные исследования одних и тех же скважин как по методу прослеживания, так и но методу установившихся отборов показали, что результаты исследования первым методом часто приводили к совершенно недопустимым погрешностям. Оказалось, например, что индикаторные линии многих скважин, исследованных методом прослеживания, были вогнутыми, т. е. явно дефектными, тогда как истинные индикаторные кривые

Это было моим предложением, но я здесь не хотел этого подчеркивать