Исследование скважин при установившихся режимах работы скважин (метод пробных откачек)

Этот метод исследования скважин по предложению профессора В.Н. Щелкачева называется «метод установившихся отборов», его используют при исследовании нефтяных, газовых, газоконденсатных, нагнетательных скважин, эксплуатируемых при любых способах. При применении этого способа определяют зависимость дебита жидкости в добывающих или приемистости в нагнетательных скважинах (Q) от перепада пластового и забойного давлений ΔР при установившихся режимах работы скважины (рис. 153). Эти зависимости называются индикаторными диаграммами (линиями). За пластовое давление Р_пл принимают значения динамического пластового давления, установившегося в пласте между работающими скважинами. Для построения индикаторной диаграммы необходимо иметь две, три и более точек. Точка в начале координат получается, когда P_заб = Р_пл, т.е. скважина остановлена.

Индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными, выпуклыми или вогнутыми по отношению к оси дебитов в зависимости от режима фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта (рис. 153). Прямолинейная индикаторная диаграмма получается, когда режим работы скважины напорный и в пласте установилась фильтрация однородной жидкости по линейному законуДарси.

Приток жидкости к забою скважины выражается уравнением Дюпюи:

 

то есть коэффициент продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины в тоннах на 1 МПа перепада давления.

Максимальную производительность скважины при Р_заб = 0 называют потенциальной. Отбор жидкости, близкий к потенциальному дебиту, возможен при условии, когда в скважине имеется зумиф (углубление в скважине ниже интервала продуктивного пласта). Противодавление на пласт при этом может быть равным атмосферному и даже ниже его.

Коэффициент продуктивности является величиной постоянной при соблюдении линейного закона фильтрации жидкости на всех режимах работы скважины. Индикаторные диаграммы выпуклой формы к оси дебитов (кривая 2, рис. 153 а) указывают на нелинейный закон фильтрации однородной жидкости в пласте. Такие диаграммы характерны и для скважин с трещиноватыми коллекторами. При снижении забойного давления возрастают инерционные силы, уменьшается раскрытость трещин в соответствии с возрастанием сопротивления призабойной зоны пласта. Вследствие проявления инерционных сил, снижения проницаемости трещин или одновременного проявления обоих факторов сростом депрессии давления индикаторная линия искривляется (становится выпуклой к оси дебитов). Приток жидкости к забою скважин при этом выражается уравнением

где п - показатель фильтрации.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности К- величина переменная и зависит от депрессии.

Если индикаторная линия сначала является прямолинейной, а затем становится выпуклой к оси дебитов, то это получается тогда, когда сначала при небольших депрессиях фильтрация жидкости в призабойной зоне пласта происходит на основе линейного закона, а по мере увеличения перепада давления скорости движения жидкости увеличиваются, и фильтрация происходит по нелинейному закону.

Индикаторные линии вогнутой формы к оси дебитов (кривая 3, рис. 153 а) получаются при исследовании скважин на неустановившихся режимах работы. В этом случае исследования скважин необходимо повторить.

Получение индикаторных линий при исследовании скважин на неустановившихся режимах их работы объясняются следующими причинами:

- поочередным включением в работу более низкопроницаемых участков пласта или пропластков по мере увеличения депрессии на пласт;

- увеличением проницаемости продуктивной части пласта за счет очистки порового пространства при больших скоростях фильтрации жидкости;

- раскрытием или смыканием трещин в призабойной зоне пласта в период изменения забойного давления при переходе от одного режима работы скважин на другой (это характерно для нагнетательных скважин);

- исследованием скважин месторождений с неньютоновскими нефтями.

Параболические формулы типа (147) для уравнений притока не в полной мере характеризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильная запись формулы для градиента давления:

где ΔР - падение давления на участке длиной ΔХ; μ - вязкость нефти; R - коэффициент проницаемости; υ - скорость фильтрации; b - коэффициент, зависящий от геометрии пористого пространства и плотности фильтрующей среды.

Уравнение (148) имеет следующий смысл. При движении жидкости перепад давлений на каком-то участке расходуется на преодоление сил трения и инерции жидкости и газа, которые возникают из-за извилистости поровых каналов в пласте. Сила инерции пропорциональна квадрату скорости, а значит, чем больше скорость фильтрации, тем больше влияние инерции.

В уравнении (148) основную роль играет первый член, то есть движение происходит по линейному закону фильтрации. Нелинейность индикаторной кривой объясняется значительным увеличением второго члена уравнения, что соответствует большим скоростям фильтрации. При условии, что скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, двучленному закону фильтрации (148) соответствует уравнение индикаторной линии:

где А, В - коэффициенты, постоянные для данной нефтяной скважины; Q - дебит нефти.

Уравнение (149) можно записать в виде

График этого уравнения представляет прямую линию с отрезком А, отсекаемым от оси ординат, и тангенсом угла наклона а (см. рис. 153 б). При установившихся режимах по данным исследования скважин можно определить коэффициент проницаемости, который является средним между проницаемостью удаленной зоны пласта и призабойной зоны. Он больше характеризует состояние призабойной зоны пласта. Этот коэффициент проницаемости условно называется «средним» коэффициентом проницаемости:

где μ - вязкость жидкости в пластовых условиях; h - толщина продуктивного пласта; К - коэффициент продуктивности; R_k -радиус контура питания; r _с - радиус скважины.

При расчетах R_k приближенно принимается равным среднему значению половины расстояний между соседними скважинами.

Исследования скважин, проведенные до и после геолого-технического мероприятия (гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка, кислотная обработка и др.), позволяют по изменению коэффициента продуктивности оценивать эффективность данного мероприятия. В случае, когда к забою скважины пробивается пластовая вода, увеличение отбора воды приводит к уменьшению коэффициента продуктивности, так как при этом уменьшается фазовая проницаемость для нефти. При прорыве в скважину посторонних (закачиваемых) вод коэффициент продуктивности остается неизменным.

Уменьшение коэффициента продуктивности в работающих скважинах указывает на засорение (кальматацию) призабойной зоны пласта смолопарафиновыми отложениями, механическими примесями и др. Уменьшение коэффициента приемистости в нагнетательных скважинах (во времени) чаще всего происходит из-за закупоривания пор и трещин призабойной зоны пласта механическими частицами, отложениями окислов железа, частицами эмульгированной нефти и другими веществами, содержащимися в закачиваемой воде в виде незначительных примесей.

⇐ Предыдущая61626364656667686970Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: