Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

Примечание: интервалы опробования уточняются после интерпретации каротажа.

3.2 Обработки результатов гидродинамических исследований скважин

3.2.1 Исследование фонтанных скважин

Определение забойного давления.

Забойным давлением называется давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. В добывающих скважинах забойное давление меньше пластового на величину забойной депрессии давления, в нагнетательных скважинах превышает пластовое на величину забойной депрессии.

Забойные давления определяются с целью гидродинамических исследований скважин и контроля работы скважин и скважинного оборудования путём прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважин.

Забойное давление определяется по формуле:

(3.1)

Н=Н з. в. =ВНК+ амплитуда ротора + удлинение.

j см. - уд. вес смеси в зависимости от% воды.

Определение пластового давления.

Под пластовым давлением в скважине понимается величина давления на её забое в период её остановки (режим q=0). Пластовое давление в скважинах определяется при их исследовании (методом установившихся отборов для) получения данных, используемых при построении карт изобар и для контроля работы скважин. Пластовое давление в скважине определяется путём прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на забое скважины в период её остановки. Пластовое давление рассчитывается по формуле:

 (3.2)

Н з. в. =ВНК+ амплитуда +удлинение

Н зам. - глубина замера

jсм. - уд. вес смеси

Снятие индикаторных кривых методом установившихся режимов.

При исследовании методов отборов непосредственно измеряется дебит добывающей скважины и соответствующее значение забойного давления последовательно на нескольких, достаточно близких к установившимся, режимах эксплуатации скважин.

Методом установившихся отборов определяется коэффициент продуктивности добывающей скважины.

(3.3)

Q - дебит скважины

Р - разность между пластовым и забойным давлениями.

4. исследование методом восстановления давления (неустановившийся режим).

Метод восстановления давления используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в их районе.

В результате обработки материалов исследований скважин методом восстановления давления определяются комплексные параметры: гидропроводность пласта, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности. Обработка результатов осуществляется в следующем порядке:

По данным промысловых исследований строится график зависимости изменения забойного давления р от lg t:

р =P (t) - Pзаб., где

P (t) - текущее забойное давление скважины,

t - время, отсчитываемое с момента остановки или изменения дебита скважины, секундах.

2. На полученном графике выделяется конечный прямолинейный участок.

3. На оси абсцисс произвольно выбираются две точки lg t и lg t по графику определяются соответствующие значения р и р и расчитывается уклон прямолинейного участка по формуле:

4. Определяется коэффициент гидропроводности пласта по формуле:

(3.4)

Q-дебит жидкости до остановки скважины в пластовых условиях, м/сут.

k-коэффициент проницаемости, Дарси.

h-эффективная работающая толщина пласта, определяется по геофизическим данным

вязкость нефти в пластовых условиях.

b - объёмный коэффициент.

j - уд. вес жидкости в поверхностных условиях.

h - эффективная работающая толщина пласта.

Определяется К (коэффициент проницаемости) из формулы:

3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН

Определение пластового давления для построения карт изобар.

а) Для безводной нефти:

(3.5)

где

j пл. - уд. вес нефти в пласте

Н з. в. = ВНК+ амплитуда стола ротора

Н ст. - статический уровень, замеренный при остановке скважины в затрубном пространстве

б). Для скважин с обводнённостью < 30%:

(3.6)

где

j см. - уд. вес смеси в зависимости от% воды

Р затр. - затрубное давление при остановке скважин

в). Для скважин с обводнённостью 30%:

(3.7)

Где L-глубина спуска насоса (м), jв - уд. вес воды, Н ст. - статический уровень, j см. - уд. вес жидкости (смеси), Н з. в. - зеркало воды (ВНК + амплитуда стола ротора), Р затр. - затрубное давление при остановке скважины

3.2.3 Исследование нагнетательных скважин. Снятие и обработка кривой восстановления (падения) давления

(метод неустановившихся режимов).

Кривые восстановления (падения) давления в нагнетательных скважинах снимаются глубинными манометрами.

1. На основании данных, сведённых в таблицу №1, строим кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах р, lg t.

2. На прямолинейном участке кривой произвольно выбираем две точки с координатами р; lg t и р; lg t.

Определяем тангенс угла наклона этого участка по формуле:

3. Находим коэффициент гидропроводности:

(3.8)

Q - приёмистость (м3/сут)

В - объёмный коэффициент жидкости, характеризующий отношение объёма жидкости в пластовых условиях к объёму в поверхностных условиях (после дегазации), для воды = 1,0, j - уд. вес жидкости в поверхностных условиях. Определяем коэффициент пьезопроводности:

 (см2/сек), где (3.9)

h - эффективная мощность пласта, определяемая по геофизическим данным Вж и Вс - коэффициенты сжимаемости жидкости и среды

Определяем приведённый радиус скважины:

(3.10)

где

А - отрезок отсекаемый КПД на оси ординат

Определяем радиус призабойной зоны:

(3.11)

t - время перехода во II зону.

3.2.4 Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин)

При установившемся режиме работы скважины фильтрация жидкости в однородном пласте при линейном законе определяется формулой Дюпии:

(3.12)

где

Q - дебит скважины в пластовых условиях (см3/сек)

к - проницаемость пласта (д)

h - мощность пласта (см)

вязкость жидкости в пластовых условиях (спз)

Рк и Рс - соответственно давление на контуре пласта и на забое скважины (кг с/см)

Rк и rс - соответственно радиус контура питания и радиус скважины

Из уравнения (1) найдём коэффициент продуктивности скважины К:

(3.13)

Прослеживание уровня основано на методе последовательной смены стационарных состояний.

Предлагается, что радиус влияния скважин постоянен, а также, что жидкость несжимаема и возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиуса, равного радиусу влияния скважины.

Тогда, если предположить в каждый момент приток в скважину установившимся, то найдём:

(3.14)

где

Рк - пластовое давление, Рс (t) - забойное давление. Если скважина не переливающая, то

(3.15)

Приравнивая (1) и (2) и выражая Р в (1) через уровень, получим:

(3.16)

где

где Нк и Нс (t) - соответственно статический и динамический уровни жидкости в скважине

q - плотность жидкости в пластовых условиях

F - площадь поперечного сечения колонны

Интегрируя (3), найдём

(3.17)

(3.17) - уравнение прямой в координатах:

, или (3.18)

где

НСО - уровень жидкости в скважине при установившемся состоянии. По углу наклона этой прямой к оси абсцисс tg найдём:

(3.19)

Составляя (3.19) и (3.16), найдём коэффициент продуктивности:

 (3.20)

3.2.5 Обработка данных прослеживания уровня и построение графиков

По замерам динамического уровня жидкости в скважине строится график изменения уровня Н, t.

После замера восстановления давления в скважине, на устье зафиксировано избыточное буферное давление РУ;

Н= Н+НСТ. (3.21)

(3.22)

- удельный вес жидкости в пластовых условиях.

Обрабатывая кривую прослеживания уровня, составляем таблицу (3.2): расчёт параметров

Строится график: ln H, t сек:

(3.23)

F - площадь поперечного сечения колонны, см

(Д1-Д2) - толщина стенки колонны

j - удельный вес жидкости в пластовых условиях

d - внешний диаметр НКТ.

Если дан внутренний диаметр НКТ, учитывать 2 толщины стенки НКТ (2-2,5 милиметров).

Пример:

(3.24)

перевести в

перевести в т/сут атм=1,27 т/сут атм.

j-удельный вес жидкости в поверхностных условиях.

3.3 Гидродинамические исследования при вторичном вскрытие пласта

Вторичное вскрытие пласта и его влияния на К продуктивности скважины.

Поскольку приразломное месторождение осваивается 1986 год то вторичное вскрытие пластов происходило с теми возможностями и разработкой, которые существовали на тот и последующие периоды.

ЗПКСЛУ-80

Заряда перфорационные кумулятивные в стеклянной оболочке Ленточная установка - 80 месяцев. Их данные:

3.4 Приток жидкости к несовершенным скважинам при выполнении закон Дарси

Приток жидкости к несовершенной скважине даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестаёт быть плоскорадиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (а в некоторых случаях непреодолимые) трудности.

Приведём здесь без выводов и доказательств наиболее распространённые окончательные расчётные формулы притока жидкости к различного типа несовершенным скважинам.

Прежде всего допустим, что скважина вскрыла кровлю пласта неограниченной толщины и при этом её забой имеет форму полусферы.

(3.25)

где и - приведённые давления.

Если скважина вскрыла пласт неограниченной толщины на глубину b, то её дебит можно найти по формуле Н.К. Гиринского:

(3.26)

Задача о притоке жидкости к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине в пласте конечной толщины h исследовалась М. Маскетом. Вдоль оси скважины на вскрытой части длиной b он располагал воображаемую линию, поглощающую жидкость, каждый элемент которой dz является стоком. Интенсивность расходов q, т.е. дебитов, приходящихся на единицу длины поглощающей линии, подбиралась различной в разных её точках для выполнения нужных граничных условий.

Необходимо получить решение, удовлетворяющее следующим граничным условиям: кровля и подошва пласта непроницаемы; цилиндрическая поверхность радиусом r =R является эквипотенциалью Ф =Ф; поверхность забоя скважины также является эквипотенциалью Ф =Ф.

Выполнение указанных граничных условий потребовало отображения элементарных стоков qdz относительно кровли и подошвы пласта бесчисленное множество раз.

Подбирая интенсивность расходов q и используя метод суперпозиции действительных и отображённых стоков, М. Маскет получил следующую формулу для дебита гидродинамически несовершённой по степени вскрытия пласта скважины:

(3.27)

где

(3.28)

а функция имеет следующее аналитическое выражение:

(3.29)

Здесь

- интеграл Эйлера второго рода, называемый гамма - функцией, для которой имеются таблицы в математических справочниках.

Нетрудно заметить, что если , то есть пласт вскрыт на всю толщину, формула (3.28) переходит в формулу Дюпюи для плоскорадиального потока.

Иногда для расчёта дебита несовершенной по степени вскрытия пласта скважины используется более простая формула, чем (3.28) М. Маскета, предложенная И. Козени:

(3.30)

Дебит несовершенной скважины удобно изучать, сравнивая её дебит Q с дебитом совершенной скважины Qсов, находящейся в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. Гидродинамическое несовершенство скважины характеризуется коэффициентом совершенства скважины .

Широкое распространение получил метод расчёта дебитов несовершенных скважин, основанный на электрогидродинамической аналогии фильтрационных процессов.

Электрическое моделирование осуществляется следующим образом. Ванна заполняется электролитом. В электролит погружается один кольцевой электрод, моделирующий контур питания. В центре ванны погружается электрод на заданную глубину, соответствующую степени вскрытия пласта скважиной. К обоим электродам подводится разность потенциалов, являющаяся аналогом перепада давления, сила тока служит аналогом дебита скважины. Дебит гидродинамически несовершенной скважины подсчитываются по формуле

(3.31)

где С=С1 +С2 - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта (С1) и характеру вскрытия (С2).

Измеряя разность потенциалов и силу тока, можно подсчитать сопротивление по закону Ома, сделать пересчёт на фильтрационное сопротивление и определить дополнительное фильтрационное сопротивление.

Такие экспериментальные исследования были проведены В.И. Щуровым. Им определены дополнительные фильтрационные сопротивления С и С для различных видов несовершенства скважин и построены графики зависимости С от параметров и (Рис.6.2) (см. Приложение), а также С от трёх параметров и (Рис.6.3) (см. Приложение), где n - число перфорационных отверстий на 1 м вскрытия толщины пласта; - диаметр скважины; - глубина проникновения пуль в породу; - диаметр отверстий.

Выражение дополнительного фильтрационного сопротивления получено И.А. Чарным с использованием формулы Маскета (3.28) в виде

(3.32)

где определяется по формуле (3.30) или по графику

А.М. Пирвердян получил для коэффициента следующее выражение:

(3.33)

Сравнив дебиты совершенной скважины (формула Дюпюи) и несовершенной скважины (3.31), получим выражение коэффициента совершенной скважины в следующем виде:

(3.34)

Иногда бывает удобно ввести понятие о приведённом радиусе скважин , т.е. радиусе такой совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной несовершенной скважины:

(3.35)

Тогда (3.31) можно заменить следующей формулой:

(3.36)

И.А. Чарный предложил следующий способ определения дебита скважины, несовершенной по степени вскрытия, если величина вскрытия пласта b мала . Область движения условно разбивается на две зоны (Рис.6.4). Первая - между контуром питания и радиусом , равным или большим толщины пласта , в этой зоне движение можно считать плоскорадиальным. Вторая - между стенкой скважины и цилиндрической поверхностью , где движение будет существенно пространственным. Обозначим потенциал при r =R через Ф. Тогда для зоны можно записать формулу Дюпюи:

(3.37)

Для зоны , считая здесь приближённо движение радиально - сферическим между полусферами радиусами r и R, имеем:

(3.38)

Из формул (3.31) и (3.33) по правилу производных пропорций получается формула для дебита скважины:

(3.39)

Приняв R =1,5h, получим окончательно формулу для дебита несовершенной скважины, вскрывшей пласт на малую глубину:

(3.40)

Задачи притока жидкости к скважинам, гидродинамически несовершенным по характеру вскрытия пласта, и к скважинам с двойным видом несовершенства, ещё более сложны для исследования, чем приток к несовершенным по степени вскрытия пласта скважинам. Такого рода задачи решались теоретически М.М. Глоговским, А.Л. Хейном, М. Маскетом и другими исследователями. Все полученные ими решения весьма сложны. Наибольшее распространение в практике расчётов дебитов несовершенных скважин по характеру вскрытия пласта и с двойным несовершенством получили результаты теоретических и экспериментальных исследований, проведённых В.И. Щуровым, Г.Г. Поляковым, М.Н. Тиховым и М.С. Ватсоном.

3.5 Лабораторные исследования

Все образцы керна, пробы нефти, воды и газа, отобранные в процессе бурения и испытания скважин, должны подвергаться лабораторным исследованиям.

По образцам керна, взятым из интервалов залегания продуктивных пластов, определяются следующие параметры:

общая и открытая пористость,

проницаемость

остаточная водонасыщенность,

нефтенасыщенность,

карбонатность,

глинистость.

Образцы керна также подвергаются изучению на определение флоры, фауны и микрофауны, споропыльцевому анализу.

Производится также минералогический и гранулометрический анализы, как коллекторов, так и пород-покрышек.

Порядок отбора керна на лабораторные исследования таков - из одного, в смысле литологической изменчивости, слоя - через 0.25-0.30 м, из неоднородного слоя образцы отбираются через0.2 м и чаще.

По отборным пробам пластовых жидкостей и газа должны быть определены:

а) для нефти - фракционный и групповой составы, содержание селикагеливых смол, масел, асфальтенов, парафина, серы, а также вязкость и плотность (как в поверхностных - при температуре 20 градусов по Цельсию и давлении 0.1 Мпа, так и в пластов условиях), величина давления насыщения нефти газом, изменение объема и вязкости нефти при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициенты упругости, при отборе глубинных проб-забойные давления и температуры, газовый фактор.

б) для пластовой воды - полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов (йода, брома, бора, лития и других элементов), количество и состав растворенного в воде газа, измерение температуры и электрического сопротивления вод.

в) для газа, растворенного в нефти, и свободного газа - плотность по воздуху, теплота сгорания, химический состав (объемные доли метана. Этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов и более тяжелых углеводородов в%, а также гели, сероводорода в граммах на 100 м3 газа, углекислоты и азота).

Таблица 3.3 - Перечень лабораторных исследований

3.6 Расчёт гидродинамических параметров

Расчет параметров выполняют по различным методикам используя данные изменения давления, зарегистрированные основным (фильтровым-регистрирует изменение давления непосредственно в интервале испытания) и дополнительным (трубным) манометрам.

Все существующие методики обработки диаграмм давлений делятся на 2 группы: методики обработки кривых восстановления давления, методики обработки кривых давления притока.

Многолетняя практика обработки материалов испытаний показала, что наиболее достоверные данные о гидродинамических характеристиках пласта получают при обработке кривых восстановления давления (КВД). Качественные кривые давления в период притока служат дополнением к информации, получаемой по кривым восстановления давления.

Определение средних дебитов притока и компонентов флюида.

Процентный покомпонентный состав флюидов определяют после подъема пробонакопителя и замера объема компонентов флюида. Извлеченного из пласта. В зависимости от процентного состава рассчитывают удельный вес флюида (y, г/см3). В дальнейшем y используют для расчета среднего дебита.

Точность определения среднего дебита имеет перврстепенное значение, т.к во все формулы расчета гидропроводности и проницаемости пласта входит дебит.

Дебит рассчитывается по формуле.

Q= V/T, (3.41)

где V - объем отобранного флюида; Т - время притока

об объеме поступившего флюида можно судить по изменению уровня жидкости, залитой в НКТ, на которых спускают КИИ.

V = (Нкп-Ннп) * S, (3.42)

Где Нкп, Нпп - уровень жидкости в трубах соответственно в конце и начале притока; S-площадь внутреннего сечения труб; и по величине изменения давления, зарегистрированного глубинными манометрами при притоке

V= (Ркп-Рнп) *S/g, (3.43)

Где Ркп, Рнп - давление жидкости на забое скважины соответственно в конце и начале притока; g - удельный вес поступившего флюида.

Обработка кривых восстановления давления (КВД)

При интерпретации КВД чаще всего используют метод, известный в литературе как метод Д.Р. Хорнера.

В основе методики лежит дифференциальное уравнение, описывающее характер изменения давления в пласте после пуска скважины в работу и при всех последующих изменениях условий жидкости к скважине (в т. ч. и при остановке скважины):

dэр+1 dр - mmb----dр,

drэ r dr k dt (3.44)

где р-давление в пласте на расстоянии r от скважины; m-пористость, к-проницаемость, t-время, mb? произведение динамической вязкости на коэффициент упругости.

Сущность метода Хорнера заключается в том, что закрытие скважины после работы с постоянным дебитом Q рассматривается как результат продолжающегося отбора с тем же дебитом, который начинается с момента фактического закрытия скважины и длится в течение всего закрытого периода с тем же дебитом.

Для случая Q=const на внутренней границе пласта (r = rс) решение уравнения (1) примет вид

(3.45)

Где h - эффективная мощность пласта; E1-интегральная эксоненциальная функция; Рпл - пластовое давление; b - объемный коэффициент упругого расширения жидкости притока (для воды b=1).

После соответствующих преобразований уравнение (3.45) принимает вид

Р (t) = Р пл - (Qm. b/4pkh) * lh (2,25kt/mmb) (3.46)

Разницу между начальным пластовым давлением Р пл и давлением на забое закрытой скважины Рс можно представить как сумму падений давления вследствие работы скважины с дебитом +Q в течение времениT + t и с дебитом - Q в течение времени t, где T - продолжительность работы скважины до фактического ее закрытия; t - продолжительность закрытого периода к рассматриваемому моменту времени.

Таким образом получаем

Рпл = Рс + Qpb ln 2,25 (T + t) + - Qm. b ln 2,25k t (3.47)

4pkh mmbr2 4пpkh mmbr2

или

Рс -Рпл = 0,183 Qm. b lg T + t, (3.48)

Kh t

Хорнер впервые предложил применять формулу (3.47) для интерпритации КВД, записанных после непродолжительной работы эксплуатационных скважин.

Порядок расчета параметров пласта с использованием формулы (3.48) заключается в следующем.

Полученную при испытании КВД разбивают на участки с n - м числом точек. Для каждой точки " i" на кривой отсчитываются значения Рi и находится величина lg (T +t) / ti. После этого строится график в координатах: ось абсцисс lg (T+ ti) /ti, ось ординат Рi.

Согласно уравнения (4), эти точки должны лечь на некоторую прямую под углом, тангенс которого ("наклон")

I = 0,183Qmb/kh (3.49)

Эта прямая пересекает ось ординат в точке Рс = Рпл, т. к при этом lg (T +t) /t=0, что эквивалентно t~, т.е. бесконечно длительному периоду восстановления давления. Таким образом, получаем первый параметр = начальное пластовое давление Рпл.

Определив значения пластового давления, дебита при испытании (Qф), начального и конечного давлений притока (Рнп, Ркп) рассчитывают депрессию (?DР) и фактический коэффициент продуктивности (hф) по формулам

DРср = Рпл - (Рнп + Ркп) /2 (3.50)

hф = Qф (3.51)

D Рср

Если график выпуклый, то проницаемость ОЗП снижена. Если вогнутый - ОЗП с повышенной проницаемостью.

В случае двухслойных КВД при расчете гидропроводности для каждой зоны берут свойственное им значение " наклона" i.

Потенциальные продуктивность (?h n) и дебит (Qn) расчитывают исходя из гидропроводности удаленной зоны пласта, определенной по прямой

hn = 0,0864 kh/mуз (3.52)

Qn = Рпл hn, (3.53)

где hn - [м3/сут/ат] ; kh/?mуз - гидропроводность удаленной зоны пласта [Д*см/спз] ; Qп - [м3/сут] ; Рпл - [ат].

Следует отметить, что в понятие потенциальный дебит вкладывается возможность работы незагрязненного пласта при депрессии равной пластовому давлению.

Характер получаемых кривых давления существенно зависит от условий испытания и влияния разных технологических и геологических факторов. К основным факторам при обработке КВД можно отнести:

емкостной эффект подпакерной зоны (послеприточный эффект), замедляющий процесс восстановления давления после остановки скважины;

загрязнение пласта (скин-эффект), связанное с влиянием промывочной жидкости на фильтрационные свойства призабойной зоны.

Приведенный выше метод обработки КВД разработан в предположении, что сразу после закрытия скважины движение жидкости прекращается и дебит равен нулю, т. е "послеприток" отсутствует.

Практически это выполнимо только в условиях интенсивных, высокодебитных притоков, когда количество поступающего флюида в скважину в период ее работы в единицу времени значительно (в 10 -100 раз) превышает поступление жидкости в подпакерную зону в единицу времени после остановки скважины за счет упругих свойств подпакерной жидкости.

В то же время при испытаниях часто приходится иметь дело с очень низкими дебитами при притоке, связанными либо с низкими коллекторскими свойствами пласта, либо со значительным загрязнение пласта, либо с большими значениями объема подпакерного пространства, что характерно для скважин Приобского месторождения. Поэтому для надежной оценки величин истинных проницаемостей пласта необходимо учитывать "послеприток". Прежде чем проводить прямую на графике, рассчитывают время послеприточного эффекта (продолжительностью искаженного участка КВД) tи

По формуле

tи = 4Vп/hф?? (3.54)

На графике прямая проводится по точкам спустя время tи Если время послеприточного эффекта больше времени восстановления давления (tи > t), то КВД считается незавершенной, параметры пласта определять не следует.

Степень загрязнения пласта, определяемая показателем скин-эффекта, может быть определена как дополнительное снижение давления, которе следует приложить, чтобы преодолеть сопротивление зоны пониженной проницаемости. Численно скин-эффект выражается безразмерным числом, обозначается S и находится из равенства

DРскин = S Q?m??????????????????????????????????????????????????????3?55?????????????????????

???????????????????????2?pkh

С учетом скин-эффекта формула (3.28) принимает следующий вид:

Рс = Рил - Qm??[?ln 2,25kt + 2S] (3.56)

4pkh mm?br

На практике порядок величины скин-эффекта можно установить по разнице давлений до и после закрытия скважин. Вычитая из равенства (3.50) равенство (3.49) и решая полученное выражение относительно S при условии, что (T =t) /t -l, т.е. Рс=Рпл, получаем следующее выражение для подсчета величины скин-эффекта:

S = 1,151 { [ (Рпл - Ркп) /i (конечного участка] - lg (2,25kt/mbmrэ?} (3.57)

Поскольку при испытании скважин многие характеристики пластовой системы (пористость m и проницаемость k пласта, вязкость m и сжимаемость b пластовой жидкости) неизвестны, расчетную формулу (13) упрощают, заменив конкретные значения указанных параметров их среднестатистическими значениями. Анализ показывает, что для практических определений величину скин-эффекта можно рассчитать по формуле

S = 1, 151{ [ (Рпл -Ркп) i коп. уч] - lgT - 2,63} (3.58)

Если "скиновая" зона имеет проницаемость пониженную по сравнению с проницаемостью пласта, скин-эффект положительный (S>0); если "скиновая" зона имеет проницаемость повышенную по отношению к проницаемости удаленной части пласта, то скин-эффект отрицательный (S< 0); при S = 0 скин-эффект отсутствует, т.е. проницаемость в удаленной и призабойной зонах пласта равны.

Для качественной оценки состояния околоствольной зоны пласта (ОЗП) используют еще, так называемый, коэффициент состояния прискваженной зоны (Кс), который рассчитывают по формуле

Кс = 0,183 DРф/iкоп. уч (3.59)

Если Кс > 2 - степень закупорки ОЗП большая; Кс = 0,8 +2 -ОЗП чистая; Кс < 0,8 - проницаемость ОЗП повышенная.

Коэффициент снижения проницаемости определяют исходя из значений гидропроводности околоствольной и удаленной зон пласта:

Кз = kh/mуз (3.60)

kh/mозп

kh/mозп - гидропроводность ОЗП.

Для определения возможности фонтанирования скважины при ее освоении необходимо проверить условие

DР = (Рпл - ?gпл. ж Нпл/10) > 0, (3.61)

где ?gпл. ж - удельный вес пластовой жидкости, г/см3; Н - глубина залегания продуктивного пласта, м; Рпл - пластовое давление, атм.

Если вышеприведенное неравенство не выполняется, то фонтанировать скважина не будет и необходимо предусмотреть иные способы ее эксплуатации. Если неравенство выполняется, то на момент испытания дебит скважины при фонтанировании был бы:

Qф = hф (Рпл - ?gпл. жН/10) (3.62)

А потенциальный дебит

Qп = hп (Рпл - ?gпл. жН/10) (3.63)

Следовательно приведенное уравнения дают возможность по результатам испытания принять правильное решение относительно выбора того или иного варианта скважины (с фонтанной арматурой или без нее, с обработкой призабойной зоны или нет и т.п.)

В качестве примера проведения гидродинамических исследований при помощи КИИ-95 на месторождении приводятся скважина №1269 П.

Произведено испытание 2-х объектов и получены следующие результаты:

1-объект: пласт ЮС2 испытан в интервале 2900-2906м, 2907-2912м. с помощью пластоиспытателя КИИ-95 и получен непромышленный приток, дебитом 0,58м3/сут. при средней депрессии 174 атм.

Кпрод. = 0,0033м3/сут. /атм. Рпл = 324 атм.

2-объект: пласт ЮС1, испытан в итервале 2824-2827м. на трёх режимах:

d 2мм - дебит 4,2м3/сут., Рзаб = 254 атм.

d 4мм - дебит 9,6м3/сут., Рзаб = 238атм.

d 6мм - дебит 13,6м3/сут., Рзаб = 226атм.

Кпрод = 0,2м3/сут/атм.

Рпл =290атм. Т - 910С.

Других объектов, интересных с точки зрения нефтенасыщенности, в разрезе скважины нет. В связи с тем, что расстояние до нефтесборной сети более 5км., скважина подлежит консервации.

Пример проведения гидродинамических исследований

Скважина № 1478

Приразломного месторождение

Интервал испытания: 2716-2753,6 м

Дата испытания: 17 ноября 1995 г

Пласт БС16-18

Условия испытания:

Испытание проведено в обсаженном стволе с помощью КИИ-95.

Искусственный забой скважины - 2770,0 м; глубина установки пакера 2700,0 м; глубина залегания пласта по вертикали - 2612,0 м; внутренний диаметр обсадной колонны D - 126,0 мм; внешний диаметр НКТ (бурильных труб) dl - 73,00 мм; внутренний диаметр НКТ (бурильных труб) d - 62,00 мм; площадь внутреннего поперечного сечения труб - 30,175 см2; удельный вес раствора - 1,16 г/см3

Определение гидростатического давления - Рг. с

МСУ-1-40 номер 4928 К1=-2,594 К2=8,788

Рг. с до пакеровки 33,50 мм 29,18 МПа

Рг. с после пакеровки 33,32 29,022Мпа

Обработка кривой притока

Исходные данные

МСУ - 1-40 № 4928 К1=-2,594 К2=8,788

По данным акта в пробоотборнике получено: нефть 25%

вода 75%

начальное давления притока после пакеровки 8,06мм 6,824Мра

конечное давление на кривой притока 16,17мм 13,951Мпа

начальное давление притока для расчета Q 8,06мм 6,824 Мпа

конечное давление притока для Q 16,17мм 13,951Мпа

продолжительность притока для расчета дебита 122,00мин=7320с

общая продолжительность притока 122,00мин=7320с

удельный вес поступившего флюида 880кг/м3

tи=1,598мин=95,9 сек

Изменеие забойного давления в процессе регистрации КВД

Маномеир МСУ № 4982 К1=-2,594 К2=8,788

Пластовое давление по КВД 239,00атм

Р1у. з=239,00 lg1у. з= 0,000

Р2у. з = 224,00 Lg2у. з=0,260 I у. л=57,692

Р1зоп-217,00 Lg1озп=0,410

Р2озп=211,00 lg2озп=0,930 iозп=11,538

Результаты данных КИИ

гидростатическое давление по пакеровки 291,8атм.

гидростатическое давление после пакеровки 290,2атм

пластовое давление 239атм

репрессия на пласт 52,8атм

депрессия на пласт: максимальная 170,8атм

средняя 135,1атм

6. объем жидкости, поступившей в трубы 2,44м3

в т. ч. из пласта 2,22м3

7. объем подпакерного пространства 0,87м3

8. дебит общий при средней депрессии 28,8м3/сут

в том числе: за счет притока из пласта 28,8м3/сут

за счет негерметичности 0,0м3/сут

9. потенциальный дебит (придепрессии равной Рпл) 23,0м3/сут

10. возможность фонтанирования - не исключается 9,1

11. дебит свободного фонтанирования на дату испытания 2,0м3/сут

12. потенциальный дебит фонтанирования 0,88м3/сут

13. продуктивность: фактическая 0,213м3, сут/ат

14. коэффициент состояния околоствольной зоны пласта 0,4

15. скин-эффект - 3,44

16. коэффициент снижения проницаемости 0,2

17. коэффициент гидропроводности: ОЗП 5,576Д*см/спз

удаленной зоны - 1,115Д*см/спз

Заключение

При проверке испытания величина максимальной депрессии в начальный момент притока равнялась 170,8 ат. При средней депрессии 135,1ат из пласта получен приток флюида дебитом 28Ю8м3/сут, продуктивность -0,213м3/сут/ат. По данным акта в пробонакопителе 25% нефти и 75% воды. Проба нефти для анализа отобрана.

Возможность фонтанирования на исключается.

По результатам обработки КВД пластовое давление-239 атм., проницаемость околоствольной зоны пласта повышена.

Величина потенциальных гидродинамических ниже фактических.

Полный анализ нефти

Место отбора: интервал 2716-2735,4

2742-2753,6

Дата отбора: 17.11.95

Хлористые соли 172,0

Кинематическая вязкость: при 20%С 14,88мм??сек

При 50%С 6,178мм??сек

Плотность пикнометром 0,8586г/см3

Механические примеси 0,038%

Сера 0,84%

Начальная температура кипения 74 градусов по цельсию

4. Техническая часть

4.1 Обоснование типовой конструкции скважин

Конструкция скважины принимается в зависимости от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных отложений, а так же продуктивных характеристик пластов, подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проводки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважин. Для этого строится совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород, и гидростатического давления столба промывочной жидкости.

В таблице 4.1 приводятся данные для построения графика.

Таблица 4.1 Градиенты пластового давления и давления гидроразрыва пород

Страницы: 1, 2, 3