по результатам расчета проницаемости призабойной зоны пласта в процессе испытания скважин можно
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)
ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)
ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.
Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.
1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:
— в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;
— в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.
Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе
-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,
— подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.
В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.
После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.
Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:
-промывку пеной или раствором ПАВ;
— гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);
— циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;
— многоцикловую очистку с применением пенных систем;
— воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;
— ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);
— воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).
Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.
Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.
Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.
При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.
В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:
— для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);
— для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).
Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.
Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.
Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.
Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.
Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.
Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.
Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок
Объем кислоты, м 3 (из расчета 15%-ной концентрации)
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
СПОСОБЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ПЗП
СПОСОБЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ПЗП
Из приведенных материалов анализа причин снижения производительности скважин видно, что малодебитность может быть обусловлена естественными факторами (низкая проницаемость пород, малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации.
В связи с этим обоснование целесообразности эксплуатации скважины при данных технико-экономических ситуациях следует начинать с выяснения причин ее малодебитности.
Если низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то прежде всего необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.
В табл. 6.6 приведены примеры существенного увеличения дебитов скважин после проведения обработок призабойной зоны пласта.
Как было показано выше, состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации.
Методика оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает в себя следующие этапы:
вызов притока жидкости из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до выполаживания кривой зависимости дебита во времени, т.е. Q = fit);
проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;
Результаты обработки призабойной зоны пласта малодебитных скважин на некоторых месторождениях ОАО «Оренбургнефть»
Гидрокислотный разрыв пласта
пласта с соляной кислотой
Соляно-кислотная обработка с
Промывка горячей нефтью
Гидрокислотный разрыв пласта
Промывка горячей нефтью
длительное извлечение нефти из пласта (5-30 сут) с регулярным отбором проб нефти (5-24 раза в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП, и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1-3 сут, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная — в течение 10-40 сут;
выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть: интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др.; проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу; проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;
освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.
Для количественной оценки гидродинамического совершенства скважины при оценке состояния ПЗП принимается формула
где ф — коэффициент гидродинамического совершенства скважины; QH с и Qc — дебиты гидродинамически несовершенной и совершенной скважин соответственно; kn и ky — коэффициент проницаемости соответственно призабойной и удаленной зон пласта; RK — радиус контура питания пласта; гс и гпр — радиус гидродинамически совершенной скважины и приведенный несовершенной скважины соответственно.
Проницаемость призабойной зоны ku отражает ее ухудшение и улучшение при вскрытии пласта, освоении или эксплуатации скважины, а также литологическую неоднородность, различие физико-химических свойств и трещиноватость пород коллектора.
Через приведенный радиус скважины оцениваются аномальные фильтрационные сопротивления от неполноты вскрытия пласта, его литологической неоднородности и трещиноватости. Недостаток метода — трудность определения радиуса контура питания. Нахождение его особенно осложняется в геологоразведочных работах, когда на разведуемой площади имеется только одна скважина. Поэтому радиус контура питания единичной разведочной скважины при ее опробовании условно принимается равным 1000 м. В эксплуатационных скважинах он приравнивается к половине среднего расстояния между исследуемой и соседними скважинами.
Из формулы (6.6) видно, что коэффициент гидродинамического несовершенства скважины зависит от двух переменных величин: от коэффициента проницаемости призабойной зоны и приведенного радиуса скважины.
Если проницаемость призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны пласта, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет равен единице. Если же во время вскрытия пласта проницаемость призабойной зоны ухудшилась, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет меньше единицы. При образовании в призабойной зоне искусственных трещин проницаемость ее будет улучшена по сравнению с удаленной зоной, и если после вскрытия пласта она не ухудшена, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет больше единицы. С увеличением количества трещин, соединенных со стволом скважины, коэффициент гидродинамического совершенства тоже будет увеличиваться.
Итак, в трещиноватых, пористо-трещиноватых, а также пористых коллекторах при образовании искусственных трещин в ПЗП коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от степени загрязнения трещин может быть меньше, равен или больше единицы.
При условии равенства проницаемости в призабойной зоне и удаленных зонах пласта и литологической неоднородности коллекторов коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет в основном зависеть от значения степени и метода вскрытия пласта. Например, если по степени вскрытия его скважина совершенна, то коэффициент гидродинамического совершенства ее в основном будет зависеть от плотности и качества перфорации, монолитности самого цементного кольца и плотности сцепления его с фильтрационной поверхностью породы. Чем больше плотность перфорации, глубже перфорационные каналы в породе, тем больше будет гидродинамическое совершенство скважин. При определенной
плотности перфорации в условиях высокой трещиноватости породы и кавернозности ствола, а также торпедировании скважины коэффициент гидродинамического совершенства ее может быть равен, а иногда и больше единицы.
При немонолитном сцеплении цементного кольца с фильтровой поверхностью скважины или отсутствии этого кольца коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть равен или больше единицы. Таким образом, и в этом случае при соответствующем влиянии одной или нескольких причин коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть меньше, равен или больше единицы. В последних двух случаях, когда коэффициент равен или больше единицы, название его не отражает содержания. Поэтому эту величину следует называть коэффициентом гидродинамического совершенства призабойной зоны пласта. В результате применения какого-либо способа самопроизвольной очистки, а также методов воздействия на пласт изменится дебит скважины. Это будет свидетельствовать об изменении коэффициента гидродинамического совершенства призабойной зоны пласта. Допустим, что после обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ дебит несовершенной скважины увеличился с QHC до Онс- Тогда с учетом уравнения (6.6) эффективность обработки
Если эффективность обработки вызвана улучшением только проницаемости пористой среды в призабойной зоне, то приведенный радиус скважины будет постоянной величиной, а уравнение (6.7) примет вид
Во время обработки призабойной зоны и освоения скважины, т.е. при прямом и обратном движении раствора или другой технологической жидкости, по всей толщине пласта может промыться зазор между стенками породы скважины и цементным стаканом. В таких случаях значительно повышается фильтрационная поверхность притока жидкости из пласта, а следовательно, увеличивается и приведенный радиус скважины.
Если же проницаемость призабойной зоны остается без изменений, то уравнение (6.7) преобразуется, т.е.
В природе не существует абсолютно одинаковых скважин по гидродинамическим и технологическим характеристикам. Они отличаются друг от друга геолого-литологическими, физико-химическими, термогидродинамическими, технико-технологическими и другими характеристиками.
Для оценки состояния призабойной зоны пласта можно использовать кривые восстановления давления в скважине. Обработав их, можно определить значение так называемого скин-фактора, с помощью которого можно найти количественную характеристику гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом. Рассмотрим этот вопрос подробнее.
МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ПО КВД
Давление в любой точке пласта (в том числе на забое скважины) после пуска или остановки скважины с постоянным дебитом зависит от множества факторов и параметров: состояния призабойной зоны, радиуса скважины и ее гидродинамического несовершенства, геометрии границ пласта и т.д. [179]:
ГРП,СКО, наличия трещин и т.д.)
равна ks. Дебит скважины при установившейся плоскорадиальной фильтрации в этом случае выражается формулой [26]
Представляя формулу в виде
можно судить, что скин-фактор S представляет собой часть общей депрессии на пласт, который расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с внешним радиусом rs, где проявляется скин-фактор.
Учет скин-эффекта, т.е. ухудшения ПЗП, осуществляется введением понятия обобщенного приведенного (эквивалентного) радиуса скважины гс пр. (В.Н. Щелкачев, 1951 г.; Г.И. Баренблатт и В.А. Максимов, 1958 г.). Приведенный радиус скважины определяется соотношением
Определение скин-фактора S (его знака и значения) позволяет решать важные практические задачи:
оценивать состояние ПЗП скважины в любой момент ее жизни;
ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;
планировать ГТМ, направленные на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);
судить об эффективности ГТМ по значениям скин-фактора S, определенным до и после проведения ГТМ.
Основная расчетная формула, используемая в гидродинамических исследованиях скважин с учетом влияния скин-фактора, представляется в виде [179]
где т — пористость; Ct — общая сжимаемость флюидов в стволе скважины; гс — радиус скважины.
Для удобства и упрощения, например, для случая КПД t = 1 ч находят pc(t) = р\ч, являющиеся продолжением прямолинейного участка графика КПД в полулогарифмических координатах до оси ординат (рис. 6.7).
Рис. 6.7. Схематическое представление КПД — КВД в полулогарифмических координатах:
Дрс(О — прирост забойного давления во времени t после остановки скважины; Д pi, Дрг
прирост забойного давления в двух произвольных точках, взятых для
определения значения тангенса угла наклона прямой к оси абсцисс; А —отрезок, отсекаемый продолжением линейного участка КВД на оси ординат;
Тогда скин-эффект подсчитывается по формуле
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ
ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ
Известно, что точность расчетов по подбору оборудования и режима работы малодебитных скважин не может превышать точность исходных данных, поэтому достоверность последних имеет важное значение.
Исходные данные могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин. Количество исследований регламентируется стандартами предприятия.
По результатам исследований скважин на установившихся режимах можно определить коэффициент продуктивности и пластовое давление, оценить приближенно гидропроводность и коэффициент проницаемости пород призабойной зоны пласта. Существует классическая технология такого исследования, при которой необходимо измерять дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление рс в ней для каждого из нескольких установившихся режимов. По данным измерений строится индикаторная линия в координатах Q—pc, при наличии которой можно легко установить оптимальный режим.
Осуществить практически качественные исследования мешает отсутствие необходимых технических средств. Серийные групповые замерные установки не обеспечивают необходимую точность измерения небольших дебитов. Непосредственное измерение давления на забое работающей скважины при помощи автономного глубинного прибора — довольно редкая операция.
Для периодически работающих скважин получение индикаторной линии представляет сложную задачу, так как для них при существующем оборудовании не может быть получена даже одна пара значений дебита и забойного давления, соответствующих установившемуся режиму. При работе установленного на скважинах оборудования в существующем режиме откачки динамический уровень жидкости непрерывно снижается и достигает приема насоса за время 3,5-12 ч (в среднем 5 ч).
При постоянной работе скважин в течение суток уровень теоретически должен опуститься ниже искусственного забоя. По этой причине для периодически работающих скважин нельзя определить по методу «пробных откачек» даже приближенное значение коэффициента продуктивности.
Для определения коэффициента продуктивности периодически работающих скважин могут быть использованы методы гидродинамических исследований на неустановившихся режимах или специальные приемы построения индикаторной диаграммы.
По существу, имеются два метода исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации. Первый — метод однократного изменения режима работы скважины, технология проведения которого заключается в пуске простаивающей скважины с постоянным дебитом или остановке скважины, работающей на установившемся режиме. Снимается кривая изменения давления и обрабатывается в полулогарифмических координатах Ap—lgt (см. рис. 6.7)
где pc(t) — изменение забойного давления после пуска (остановки) скважины; рс 0 — забойное давление при работе скважины перед остановкой на установившемся режиме с дебитом Qo; t —текущее время восстановления давления.
Для периодически работающих скважин необходимо применять второй метод — двухкратного изменения режима. Его технология заключается в пуске долго простаивающей скважины и отработке ее в течение времени меньшего необходимого для достижения установившегося режима, а затем в остановке скважины. Обычно в этом случае записывают и обрабатывают кривые изменения давления в координатах pc(t) — lg(T + t)/t, где Т — расчетное время работы скважины с постоянным дебитом.
Таким образом, необходимо измерять накопленную добычу жидкости Е£)ж за время работы скважины, дебит и забойное
давление в момент остановки скважины на исследование, а также забойное давление в произвольные моменты времени после остановки.
Кривая изменения забойного давления после остановки скважины описывается [179] уравнением
где рп — пластовое давление; £)ж ст — дебит жидкости в стандартных условиях; Ьж — объемный коэффициент жидкости при пластовых условиях,
Расчетное время работы скважины с постоянным дебитом £)ж ст
По графику восстановления давления, построенному в координатах Ар = pc(t) — рс 0 — lg(T + t)/t по двум произвольным точкам t\ и ti (рис. 6.8) определяется значение тангенса угла наклона прямой к оси абсцисс:
Рис. 6.8. График восстановления давления на забое скважины
где Apc(t\) и Лрс(£2) — значения прироста забойного давления в момент времени t\ и ti соответственно.
По значению i с учетом формулы (6.19) можно определить гидропроводность пласта по выражению
а коэффициент проницаемости пласта по формуле
По полученным значениям гидропроводности и коэффициента проницаемости пласта можно рассчитать приближенное значение коэффициента продуктивности периодически работающей скважины.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ШСНУ, МЕТОДОМ ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЯ
Определение коэффициента продуктивности малодебитной скважины, оборудованной ШСНУ, методом пробных откачек осложняется невозможностью спуска глубинных манометров для измерения забойного давления при заданных режимах работы скважины. С достаточной точностью для решения промысловых задач в таких случаях коэффициент продуктивности может быть определен по динамограммам, снятым на двух режимах работы скважины.
Известно, что в конце хода вверх сальникового штока на головку балансира станка-качалки действует максимальная статическая нагрузка
сила, действующая на плунжер насоса снизу и обусловленная погружением насоса под динамический уровень жидкости.
При этом допускается, что плотность откачиваемой жидкости в процессе динамометрирования не изменяется и силы трения постоянны.
При принятых условиях значение G^ax в процессе исследования изменяется в зависимости от давления на приеме насоса рпр, так как сумма трех первых слагаемых (6.25) в этом случае остается постоянной. Тогда
или, выразив Gnorp через давление на приеме насоса, получим
где /л — площадь плунжера ШГН.
Таким образом, если изменить режим откачки, то изменение забойного давления будет равно разности давлений на приеме насоса при работе на двух режимах. В связи с этим при справедливости линейного закона фильтрации жидкости в скважину коэффициент продуктивности с учетом принятых допущений можно определить по формуле
статические нагрузки в точке подвеса штанг в конце хода вверх на разных режимах работы скважины, определенные при кратковременной остановке СК в крайнем верхнем положении головки балансира.
Процесс исследования скважины заключается в следующем:
устанавливают минимально возможный режим работы скважины;
при достижении установившегося режима работы снимают ди-намограмму, записывают нулевую линию, линию нагрузки от веса штанги и линию статической нагрузки в крайнем верхнем положении балансира при кратковременной остановке станка-качалки;
изменяют режим работы скважины в 1,5-2 раза и по достижении установившегося режима работы повторяют операции, предусмотренные п. 2.
При снятии динамограмм необходимо соблюдать следующие условия:
линию нагрузки от веса штанг Gm записывать в положении, когда точка подвеса штанг не перешла нижнюю «мертвую» точку;
линию максимальной статической нагрузки G^x записывать в положении, когда точка подвеса штанг не перешла верхнюю «мертвую» точку.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ МЕТОДОМ ПРОСЛЕЖИВАНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ
При совместной работе скважины и пласта на установившемся режиме в кольцевом пространстве между обсадной колонной и НКТ устанавливается практически постоянный динамический уровень жидкости. Если насосную установку остановить, то приток жидкости из пласта продолжается и происходит заполнение скважины. При этом поступление жидкости происходит на нестационарном режиме фильтрации, так как увеличение высоты столба жидкости в скважине приводит к возрастанию забойного давления.
Считая в каждый фиксированный момент времени режим установившимся и используя метод последовательной смены стационарных состояний, приток жидкости в скважину можно рассчитать по формуле Дюпюи, записанной в виде
Выражая пластовое и забойное давления через напоры столба жидкости, уравнение (6.29) запишем в виде
F — площадь сечения обсадной колонны с внутренним диаметром D.
Приравнивая левые части уравнений (6.30) и (6.31), получаем
Разделив переменные в уравнении (6.32) и определив интервалы интегрирования по i и Яс, можно записать
Интегрируя уравнение по t от нуля до t и по Нс от Нсо до H(t), получаем
Здесь Нсо — динамический столб жидкости перед остановкой скважины.
Учитывая, что комплекс 2nkh/\un(a/rc пр) представляет собой коэффициент продуктивности скважины, можно записать
Для обработки данных исследований скважины Нк определяют по результатам измерения статического уровня жидкости после полной ее стабилизации, т.е. полного восстановления забойного давления, приравниваемого к текущему динамическому пластовому давлению.
Итак, обработка данных исследования скважины сводится к следующему:
по данным наблюдений за изменением динамического уровня жидкости в скважине строят график в координатах 1пф и t (рис. 6.9);
на графике по произвольно выбранным двум точкам определяют liwpi и 1пф2 для заданных t\ и t$,
рассчитывают значение тангенса угла а по формуле
по значению tga рассчитывают коэффициент продуктивности скважины
и значения коэффициента проницаемости к, подвижности нефти k/ц и гидропроводности kh/ц.
Некоторыми неудобствами рассматриваемого способа расчета является необходимость иметь для обработки данных исследования скважин значения статического уровня жидкости, соответствующие динамическому пластовому давлению. Для получения этого параметра необходимо дождаться полного восстановления давления после остановки скважины. В малодебитных скважинах восстановление пластового давления в условиях низкопродуктивных коллекторов, насыщенных
Рис. 6.9. К обработке
кривых прослеживания
уровня жидкости в скважине после ее
вязкими нефтями, требует значительного времени простаивания скважины (месяц и более).
Для сокращения времени в БашНИПИнефти разработана методика обработки данных исследования методом прослеживания уровня жидкости, ускоряющая процесс изучения скважин в несколько раз. Приведем основные моменты этой методики.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ
ПО НЕПОЛНЫМ КРИВЫМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ УРОВНЯ
ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ (ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ)
Метод заключается в снятии неполных кривых восстановления уровня (давления) по исследуемой скважине после ее остановки. Неполные кривые снимаются на участке активного восстановления уровня (давления). Конечное значение пластового давления (статического уровня) определяется способом аппроксимации.
Исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости способом снятия неполной кривой восстановления пластового давления проводятся в следующем порядке.
1. Перед началом исследования в скважину спускается через
затрубное пространство глубинный манометр, и после 1-2 ч
работы скважина останавливается на восстановление пластового
давления. В случае невозможности спуска в скважину манометра
более тщательно отбивается динамический уровень жидкости в
затрубном пространстве или путем спуска прибора в НКТ.
2. Периодически в течение 1—8 сут ведется замер роста
давления в скважине.
3. После 1-8 сут наблюдения за восстановлением давления
исследование прекращается и скважина вводится в дальнейшую
эксплуатацию.
4. Во время исследования во избежание накопления газа
затрубное пространство скважины должно быть открытым на
факельную линию или организован принудительный отбор газа.
По полученным данным строится усредненная неполная кривая восстановления пластового давления (статического уровня). Выбор способа обработки данных замеров производится из следующих соображений. Считается, что положение рк (статического уровня жидкости) неизвестно.
После преобразования уравнения (6.32) получим
Графический анализ уравнения (6.38) показывает, что при значениях HKi Ф Нк Ф const оно является уравнением некоторого семейства кривых, которые при HKj —> Нк —> const стремятся преобразоваться в прямую линию (рис. 6.10).
Следовательно, перестраивая неполную кривую
восстановления уровня (забойного давления) в координатах 1п[ЯКг — Яс(0], t при различных задаваемых значениях HKi § Нк, необходимо добиться такого значения HKi, когда рассматриваемое семейство кривых трансформируется в прямую линию типа у = Ь — ах. При этом будет достигнуто равенство HKj = Нк и будет определено значение динамического пластового давления в районе расположения исследуемой скважины.
Дальнейшая обработка замеров ведется по приведенному ранее методу прослеживания уровня жидкости в скважине.
Угловой коэффициент этой прямой согласно выражению (6.38)
а отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат,
Из формулы (6.38) коэффициент продуктивности скважины
Из графика (см. рис. 6.10) угловой коэффициент
Рис. 6.10. К обработке данных исследования скважин по ускоренному
Значения (pi и ф2 определяются по графику (см. рис. 6.10) П Р И Ркг = Рк Для Д В У Х произвольно взятых точек, соответствующих значениям t\ и ^2-
По известному значению коэффициента продуктивности скважины можно рассчитать основные фильтрационные характеристики ПЗП: коэффициент проницаемости, подвижность нефти и гидропроводность пласта.
Добавить комментарий Отменить ответ
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.