Doslidjenya2

ЛЕКЦІЯ 12 ГІДРОДИНАМІЧНІ МЕТОДИ ДОСЛІДЖЕННЯ СВЕРДЛОВИН ПРИ УСТАЛЕНИХ РЕЖИМАХ

ЇХ РОБОТИ

Усталеного припливу рідини у свердловину Q t const в реальних пластах не існує, оскільки такий приплив можливий тільки при постійному живленні пласта, рівному установленому відбору рідини із свердловини на протязі необмеженого часу. Однак при довготривалій роботі свердловини в обмеженому часі спостережень зміни припливу стають непомітними в межах точності вимірювальних приладів і приплив рідини в цьому випадку приймається практично стаціонарним, підлеглим законам усталеної фільтрації.

Таким чином, при дослідженні свердловин використовується метод послідовної зміни стаціонарного стану.

Дослідження свердловин при усталених режимах фільтрації полягає в одержанні залежності дебіту від величини депресії Q f Pпл Рвиб. . Графічний вигляд

цієї залежності отримав назву індикаторної діаграми, яка характеризує продуктивність свердловини і може бути використана для визначення проникності пласта. Цей метод дуже простий і може застосовуватись за всіх режимів роботи родовища і широко використовується в промисловій практиці при дослідженні різних категорій свердловин. Отримана залежність дебіту від

209

депресії виражається прямою, випуклого чи вгнутою до осі дебіту індикаторною діаграмою.

12.1 Обробка результатів дослідження при наявності прямих індикаторних ліній

Основним та найбільш доцільним і розповсюдженим гідродинамічним методом дослідження видобувних та нагнітальних свердловин є метод визначення характеру або величини припливу рідини до них (поглинання рідини) при різних усталених режимах їх роботи. Суть таких досліджень полягає в тому, що в досліджуваній свердловині декілька разів змінюють режим її роботи і при кожному новому усталеному режимі роботи вимірюють дебіт та відповідний вибійний тиск.

В результаті таких досліджень отримують таблицю значень залежності дебіту свердловини від величини вибійного тиску. Обробка цих результатів проводиться графічним методом шляхом побудови графіків залежності дебіту рідини Q від величини вибійного тиску (рис. 12.1, а) та залежності дебіту Q від депресії на пласт Р (рис. 12.1, б) або побудови індикаторної лінії припливу рідини до свердловини.

210

Kп QP .

(12.1)

Переважно значення коефіцієнта продуктивності свердловини записують в розмірностях т/доб·МПа або м3/доб·МПа.

Побудова графіка залежності Pвиб f (Q) є

корисна тим, що дає можливість шляхом апроксимації лінії графіка до перетину з віссю ординат отримати значення пластового тиску в районі даної досліджуваної свердловини, яке потрібне для обробки результатів досліджень і яке по тих чи інших причинах є невідоме.

Визначений в процесі обробки результатів дослідження нафтових свердловин коефіцієнт продуктивності дає цінну інформацію про характер припливу рідини та потенційні можливості свердловин і використовується при проектуванні технологічних режимів їх роботи. З іншої сторони він дає можливість визначити і такі фізичні властивості пласта, як коефіцієнти проникності та гідропровідності . Оскільки, згідно теорії усталеної плоско-радіальної фільтрації однорідної рідини, коефіцієнт продуктивності дорівнює

212

(12.2)

тоді знаючи значення товщини пласта h , наприклад, за даними геофізичних досліджень, коефіцієнт динамічної в’язкості пластової нафти за результатами її лабораторних досліджень, можна визначити коефіцієнт проникності пласта k :

експлуатаційних свердловинах з достатнім терміном їх експлуатації визначається як половина середньоарифметичних відстаней до найближчих видобувних свердловин.

При обробці результатів дослідження розвідувальних свердловин на відкритих нових нафтових родовищах радіус контуру живлення являє собою відстань до тієї віддаленої зони пласта, де пластовий тиск залишається незмінним (радіус контуру впливу свердловин) і визначається за формулами Н.А.Чарного, В.М.Щелкачова,

213

Г.І.Баренблата та інших, загальний вираз яких виражається рівнянням:

властивості пласта та пластової рідини, тобто здатність їх до об'ємного розширення (стискання) при зміні пластового тиску. Цей коефіцієнт, названий В.Н.Щелкачовим коефіцієнтом п'єзопровідності, м2/с, який дорівнює:

k . (12.5)

m ( p п )

Уформулі (12.5) значення р , п відповідно

коефіцієнти пружності рідини та скелету породи пласта, чисельні значення яких знаходяться в межах:

н 7 30 1010 Па1;

р 2,7 5 1010 Па1; п 0,3 2,0 1010 Па1.

Коефіцієнт а для різних методик пропонується приймати в межах 1,5 3,46 . Значна розбіжність в значеннях цього коефіцієнта незначно впливає на точність обробки результатів дослідження, враховуючи, що Rк.ж в формулі (12.3) знаходиться під знаком логарифма; t - час, що відраховується з

214

Оскільки більша кількість нафтових свердловин є гідродинамічно-недосконалими, тоді у формулі (12.3) необхідно використовувати не фактичний радіус свердловини rс , який визначається за діаметром

долота, яким розбурюється продуктивний пласт, а так

Коефіцієнт с - коефіцієнт додаткових фільтраційних опорів. Значення цього коефіцієнта з достатньою мірою достовірності визначають за графіками В. І. Щурова, які приводяться у кожному нафтовому довіднику та в підручниках.

В'язкість пластової нафти необхідно попередньо визначити шляхом лабораторного аналізу проб пластової продукції, а товщину нифтонасиченої зони пласта за даними геофізичних досліджень. Оскільки в більшості методик прогнозування основних показників розробки нафтових родовищ використовується комплексний параметр (коефіцієнт гідропровідності), тоді його значення доцільно визначати за результатами

215

При обробці результатів дослідження дебіт свердловини підставляють в об’ємних одиницях та в пластових умовах з врахуванням об’ємного коефіцієнту нафти b :

12.2 Основні форми індикаторних ліній та причини їх викривлення

Прямі індикаторні лінії припливу рідини до видобувних свердловин можуть бути отримані при збереженні наступних умов:

1.В однопластовому недеформованому продуктивному пласті має місце стаціонарна фільтрація однорідної нестисливої ньютонівської рідини за лінійним законом фільтрації.

2.В продуктивному розрізі свердловин, об'єднаному єдиною системою перфораційних

216

різними пластовими тисками, різними колекторськими властивостями та з незначним ступенем їх взаємодії.

3. Режим роботи свердловин на кожному етапі їх досліджень залишається усталеним.

Мінімально необхідний час стабілізації режиму роботи свердловини або час перерозподілу пластового тиску в районі досліджуваної свердловини під час її дослідження методом усталених режимів може бути різним і його встановлення є важливим, як з точки зору отримання достовірних значень результатів досліджень, так і з метою зменшення витрат на їх проведення. Особливо це стосується розвідувальних свердловин, при дослідженні яких можуть втрачатись значні об'єми нафти і газу внаслідок відсутності стаціонарних установок виміру дебіту свердловин, сепараційних установок та відсутності можливості подачі продукції свердловин на установки їх підготовки.

Теоретично час стабілізації кожного нового режиму роботи свердловини може коливатись в межах від 1 2 до 10 15 діб. Практика дослідження нафтових свердловин показує, що при порушенні усталених режимів роботи свердловин помилка у визначенні коефіцієнта продуктивності може досягати 30%. З іншої сторони, новий усталений режим роботи свердловин, які розкрили продуктивний пласт товщиною 10 - 20 м з п'єзопровідністю не менше 10 м2/с, повинен встановлюватись через 10-15 годин. В

217

промисловій практиці досліджень свердловин рекомендується на кожному новому режимі досліджень проводити кілька послідовних вимірів значень їх дебіту.

Режим роботи вважається усталеним, якщо два таких послідовних виміри відрізняються не більша, ніж на 5%.

Якщо умови фільтрації рідини до свердловини, наведені вище, не витримуються, тоді форми індикаторних ліній, отримані в результаті їх дослідження, будуть найрізноманітнішими і, як правило, нелінійними (рис.12.2).

Рисунок 12.2 – Основні форми індикаторних ліній припливу рідини до вибою свердловини

Основними причинами відхилень індикаторних ліній від лінійної їх форми є:

218