Анализ данных ГДИС при нелинейных ИД

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий (Рис. 5.6, а) при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса (см. Л 2 «Ограничения з. Дарси») превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде:

а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах

, где численные коэффициенты а – отрезок на оси ординат, и b– тангенс угла наклона к оси Q.

В этом случае коэффициент продуктивности К будет переменным в зависимости от дебита скважины.

Коэффициент а . Для расчетов характеристик пласта наибольший интерес представляет отрезок а. Он может быть выражен как

, или К=1/а, с учетом несовершенства скважины,

где приведенный радиус скважины зависящий от ее совершенства , (с₁ и с₂ –сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия).

По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/ Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта

ε = ;

Коэффициент b. Определяет конструкцию забоя, условия вскрытия пласта.

Совершенная скважина :

, где d_эф- эффективный диаметр песчинок; k- коэффициент проницаемости, мкм²; ρ - удельный вес, г/см

; f – площадь вскрытия забоя. Несовершенная скважина (по характеру вскрытия)

, где f- суммарная площадь перфорационных отверстий; D- диаметр перфорационных отверстий e- коэффициент зависящий от проникновения пуль в породу 0,15<e<0,4 (по Щурову: 0,4 – без учета углубления пуль в породу; 0,15 – с учетом углубления пуль в породу).

Для скважин вскрывающих трещиноватый коллектор или при добыче нефтегазовой смеси индикаторные диаграммы всегда кривые и это должно быть отражено в используемых уравнениях.

Скважины, вскрывшие трещиноватый коллектор. Искривление индикаторной диаграммы Q®DR, определяется деформацией пласта или одновременно и деформацией, и нарушением линейного закона фильтрации за счет инерционных сил.

, где ;

a, b, c - постоянные коэффициенты для исследуемой скважины:

а - характеризует изменение проницаемости пласта и упругость (b_ж) жидкости при изменении давления, ;

b – коэффициент, обратный продуктивности скважины

с- учитывает роль инерционных сил при фильтрации)

где — проницаемость пласта при начальном пластовом давлении.

Коэффициенты а, b, с находятся по трем точкам (замерам), расположенным равномерно на индикаторной линии.

По величинам дебитов и депрессий трех точек Q₁, Δp₁; Q₂, Δp₂; Q₃, Δp₃; можно ориентировочно оценить величину коэффициента а по формуле

где

A= Q₂×Q₃×(Q₃-Q₂);

B= Q₁×Q₃×(Q₃-Q₁);

C= Q₁×Q₂×(Q₂-Q₁).

Коэффициенты b и с (при найденном значении a) находятся путем совместного решения системы двух уравнений, например для двух первых точек:

Проницаемость трещиноватого пласта при начальном давлении определяется по формуле

При фильтрации газонефтяной смеси коэффициент продуктивности в принципе величина переменная и зависит от депрессии. Построения и расчеты можно вести по нефти обычным путем и тогда получим фазовые гидропроводность и проницаемость для нефти при разных забойных давлениях.

Но часто необходимо знать физическую проницаемость коллектора и соответствующую ей гидропроводность пласта. Для этой цели используют методику обработки результатов исследований, основанную на применении вспомогательной функции «Н» С.А.Христиановича, имеющей размерность давления и учитывающей изменения фазовой проницаемости для жидкости, вязкости нефти и объемного коэффициента при выделении из нее растворенного газа в пласте.

Индикаторная кривая должна строиться в координатах Q _н® Здесь - депрессия на забое скважины, выраженная в функциях, учитывающих двухфазную фильтрацию по пласту (жидкости и газа):

где F _н(ρ) - относительная проницаемость пласта для нефти при наличии свободного газа; μ_н(p), В_н(p) - зависимости вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти от давления.

Величины ΔΗ рассчитываются для каждого установившегося режима работы скважины при p_заб< p_нас, находя предварительно все три зависимости F _н(ρ), μ_н(p) и В_н(p) по данным замеров в процессе ее исследования величин p_заб, p_пл, газового фактора Г и материалов лабораторных исследований зависимостей свойств нефти от давления (μ_н, ω_ни растворимость газа в нефти S).

Определяемый по прямолинейному участку коэффициент К’ является аналогом коэффициента продуктивности скважины (при однофазном потоке) и связан с ним соотношением

K ΄= K μ_н B _н (р_нас).

Величина проницаемости при этом рассчитывается по формуле

Если скважина эксплуатирует несколько пластов, вскрытых единым фильтром, то ее необходимо исследовать одновременно глубинными дебитомером (расходомером) и манометром.

Снятие профилей притока на нескольких режимах работы скважины с одновременным замером забойного давления на каждом из них позволяет определить для каждого пласта (пропластка) величины коэффициента продуктивности (или приемистости - для нагнетательных скважин) и текущего пластового давления.

Если индикаторные кривые по скважинам и по пропласткам на исследуемом объекте получаются прямолинейными, то для указанных целей достаточно исследовать скважины на трех режимах работы. Если же можно ожидать нелинейности индикаторных кривых, то исследования следует проводить на пяти - семи режимах. Результаты исследования по пропласткам и для всего пласта в целом наносятся на общий график.

Коэффициенты продуктивности определяются для каждого j –того пропластка по формуле

(5.43)

где Q_i; Q_i₊₁ и ; - дебиты пропластков и соответствующие им забойные давления на двух режимах работы скважины.

Пластовые давления в каждом из пропластков определяются путем экстраполяции индикаторных линий до пересечения с осью забойных давлений (при Q = 0 = р_пл).

Величина общего коэффициента продуктивности по скважине должна быть равна сумме коэффициентов продуктивности всех действующих пропластков.

Параметры пласта по каждому из пропластков рассчитываются по известным формулам

Таким образом, хотя исследования скважин на установившихся режимах используют редко – на действующих продуктивных скважинах, они позволяют получить важную информацию о:

1) характере фильтрации нефти в призабойной зоны скв (ПЗС)

2) гидропроводности ПЗС

3) проницаемости ПЗС

4) коэффициенте продуктивности скв

Эти данные необходимы для :

1) выбора оптимального режима скважины ( макс. Дебит при минимальном выносе воды, при полностью раскрытых трещинах, максимальном вовлечении в разработку пропластков…)

2) определения параметров ПЗС при вводе скважины в эксплуатацию

3) определении параметров ПЗС во времени в течение эксплуатации

4) оценки эффективности геолого-технических мероприятий по воздействию на ПЗС.

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 567; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 23

Мы поможем в написании ваших работ!