Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении
* - данные Комплексной
технологической схемы разработки, СибНИИНП, 1990 г.
Таблица 2.2
Толщина
|
Наименование
|
ПластБС4-5
|
Пласт1БС4
|
Пласт2БС4
|
Пласт БС5
|
Общая
|
Среднее значение, м
Коэф. вариации,
доли ед.
Интервал изменения, м
min
max
|
28,7
0,160
22
39,2
|
7,22
0,4
2,4
11,4
|
16,2
0,4
7,0
30,0
|
3,0 (2 скв)
2,0
4,0
|
Нефтенасыщен-
ная
|
Среднее значение, м
Коэф. вариации,
доли ед.
Интервал изменения, м
min
max
|
6,87/5,32*
0,44
2,8
12,6
|
4,78/4,27*
0,4
2,0
8,4
|
1,35
1,0
0,0
3,6
|
2,5
1,8
3,2
|
Эффек-
тивная
|
Среднее значение, м
Коэф. вариации,
доли ед.
Интервал изменения, м
min
max
|
6,87/5,32*
0,44
2,8
12,6
|
4,78/4,27*
0,4
2,0
8,4
|
1,35
1,0
0,0
3,6
|
2,5
1,8
3,2
|
* - данные Комплексной технологической
схемы разработки, СибНИИНП, 1990 г.
Таблица 2.3
Пласт
|
Кол-во
скваж.
|
Коэфф. песчанистости, доли ед.
|
Коэфф. расчлененности, доли ед.
|
средн
|
Коэфф.
вариации
|
Интервал
изменения
|
средн
|
Коэфф.
вариации
|
Интервал
изменения
|
min
|
max
|
min
|
max
|
БС4-5
|
13
|
0,23
|
0,38
|
0,1
|
0,37
|
2,9
|
0,44
|
1
|
5
|
1БC4
|
13
|
0,74
|
0,172
|
0,33
|
1,0
|
1,46
|
0,42
|
1
|
3
|
2БC4
|
13
|
0,13
|
1,0
|
0,0
|
0,4
|
1,1
|
1,04
|
0
|
3
|
БC5
|
2
|
0,17
|
-
|
0,0
|
0,8
|
-
|
-
|
1
|
2
|
В процессе бурения
предусматривается опробование перспективных интервалов в открытом стволе с
помощью пластоиспытателя на бурильных трубах.
Перспективными объектами
испытания в разрезе поисковой скважины следует считать все возможно
продуктивные и неясные интервалы. При наличии проницаемой мощности, насыщенной
углеводородами, необходимо однозначно определить может ли нефтенасыщенный пласт
обеспечить промышленные притоки углеводородов. В случае отрицательного
результата по любому из этих определений интервал считают непродуктивным,
испытание по нему прекращают. При отрицательных результатах по всем
перспективным интервалам разреза скважину ликвидируют как выполнившую своё
назначение. В случае положительных результатов продолжают работы по доразведке
объектов.
Таким образом, очевидна
необходимость высокой достоверности заключения (особенно отрицательного) о
перспективном интервале до спуска в скважину эксплуатационной колонны.
Достоверность информации и
экономичность её получения возможны только при комплексном использовании
следующих методов: оперативного геологического контроля, геофизических
исследований и опробования пластоиспытателем. Проектом предусматривается
опробование пластов комплектом испытательных инструментов (КИИ-146-2М).
Спуск КИИ производят сразу после
вскрытия и выявления перспективных интервалов. Целью опробования является:
1) вызов притока из испытуемого
пласта,
2) определение физических
параметров пласта (пластового давления, средней эффективной проницаемости,
коэффициента продуктивности),
3) отбор представительной пробы
пластовой жидкости. Допустимая депрессия на пласты определена опытным путём
исходя из условия устойчивости пород в интервале.
Количество спусков
пластоиспытателя на каждый испытуемый объект определяется качеством полученных
результатов.
Планируемые к испытанию
интервалы, депрессии внесены в таблицу 3.1
Таблица 3.1
Опробование пластов в процессе
бурения
№ скв.
|
Возраст
отложений
|
Интервалы испытания
|
Диаметр
пакера,
|
Депрессия,
|
|
|
Абсолютные
отм. м.
|
Глубины
м.
|
|
|
|
|
от
|
до
|
от
|
до
|
мм
|
МПа
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
1268
|
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
|
2335
2815
2870
|
2350
2830
2885
|
2375
2860
2920
|
2390
2875
2935
|
195
195
195
|
10.0
12.0
12.0
|
1269
|
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
|
2390
2855
2880
|
2405
2870
2895
|
2430
2825
2900
|
2445
2840
2915
|
195
195
195
|
10.0
12.0
12.0
|
1270
|
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
|
2350
2875
2950
|
2365
2885
2965
|
2390
2915
2990
|
2405
2930
3005
|
195
195
195
|
12.0
12.0
12.0
|
1273,1274
|
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
|
2360
2815
2880
|
2375
2830
2895
|
2400
2855
2920
|
2415
2870
2935
|
195
195
195
|
10,0
12,0
12,0
|
Примечание: интервалы
опробования уточняются после интерпретации каротажа.
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:
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
(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.
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:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|