Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении
(3.20)
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
T, сек
|
Н, м
|
Н=Н+НСТ
|
Н, см
|
Ln Н
|
Примечан.
|
0
|
|
|
|
|
|
1800
|
|
|
|
|
|
3600
|
|
|
|
|
|
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.
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:
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.
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
№
|
Наименование исследования, анализа
|
Интервал отбора
|
Кол-во образцов
(проб)
|
Организация, выполняющая исследования
|
1
|
Определение общей пористости
|
0.1-0.5
|
30-150
|
СибНННП
|
2
|
Определение открытой пористости
|
0.1-0.5
|
30-150
|
СибНИИНП
|
3
|
Определение эффективной пористости
|
0.1-0.5
|
30-150
|
СибНИИНП
|
4
|
Определение проницаемости
|
0.1-0.5
|
30-150
|
СибНИИНП
|
5
|
Определение нефтенасыщенности
|
0.1-0.5
|
30-150
|
СибНИИНП
|
6
|
Определение коэффициента вытеснения
|
0.1-0.5
|
30-150
|
СибНИИНП
|
7
|
Определение остаточной водонасыщенности
|
0.1-0.5
|
30-150
|
СибНИИНП
|
8
|
Определение карбонатности
|
1-2
|
7-15
|
СибНИИНП
|
9
|
Определение глинистости
|
1-2
|
7-15
|
СибНИИНП
|
10
|
Минералогический анализ
|
5-10
|
2-3
|
СибНИИНП
|
11
|
Гранулометрический анализ
|
5-10
|
2-3
|
СибНИИНП
|
12
|
Микрофаунический анализ
|
1-2
|
7-15
|
СибНИИНП
|
13
|
Анализ шлама на содержание углеводородов
|
1-5
|
1-3
|
СибНИИНП
|
14
|
Анализы поверхностных проб нефти и газа
|
3/на объект
|
3
|
ЮНИПИН
|
15
|
Анализы глубинных проб нефти и газа
|
3/на объект
|
3
|
СибНИИНП
ЮНИПИН
|
16
|
Анализы проб воды
|
2/ на объект
|
2
|
СибНИИНП
|
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):
dýр+1
dр - mmb
dр,
drý 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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|