Виды гидродинамического несовершенства скважин
Целесообразно выделить следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин (рис.4.1):
1 по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину;
2 по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытую боковую поверхность скважины, а только через перфорационные отверстия в обсадной колонне;
3 по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта.
Рис. 4.1. Схематичное изображение гидродинамически совершенной
и гидродинамически несовершенных скважин:
а) совершенная скважина;
б) несовершенная скважина по степени вскрытия пласта;
в) несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта;
г) несовершенная скважина по качеству вскрытия пласта
(kу – проницаемость призабойной зоны пласта,
k – проницаемость удаленной зоны пласта)
Формула притока в реальную скважину (фактический приток), пробуренную на нефтяной пласт и имеющую все перечисленные виды гидродинамического несовершенства, может быть записана в следующем виде:
где с1 - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта;
с2 - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия продуктивного пласта (перфорация);
|
|
|
sб - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при первичном вскрытии пласта бурением);
sц - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству цементирования (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при цементировании обсадной колонны);
sп - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству вскрытия продуктивного пласта перфорацией (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при перфорации скважины).
ПРИВЕДЕННЫЙ РАДИУС Это - радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации. Таким образом, вначале находятся приведённые радиусы rпр и дальнейший расчет несовершенных скважин ведется, как для совершенных скважин радиуса rпр.
|
|
|
Итак, дебит несовершенной скважины можно определить, если известен коэффициент несовершенства d или приведённый радиус rпр, а также известна соответствующая формула дебита совершенной скважины.
КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
— для положительной оценки перспектив новых седиментационных басс. как объектов для проведения поисковых работ на нефть и газ необходимо наличие: 1) в разрезе басс. мощных неме-таморфизованных осад. отл. в диапазоне возраста одной — двух эр, накопившихся при господствующем погружении, что обусловит в общем случае и достаточные размеры басс. по площади; 2) нефтегазопроявлений (отдается предпочтение при прочих равных условиях). При выборе басс. должны также учитываться и экономические условия. При региональных геолого-геофиз. и поисково-разведочных работах в новых р-нах нефтегазоносного басс. (уже с доказанной промышленной нефтегазоносностью в одном или нескольких его р-нах) учитываются следующие признаки: 1. Наличие на поверхности или в разрезе скважин нефтегазопроявлений. 2. Наличие в разрезе возможных материнских отл. 3. Наличие в разрезе ожидаемых нефтеносных отл. п. — коллекторов и ловушек разл. типа для залежей нефти и газа. 4. Наличие благоприятных гидрогеол. условий для нефтегазонакоп. и сохранности залежей нефти и газа.
|
|
|
ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ пластов и скважин— комплекс методов для получения информации о термобарических и фильтрационных характеристиках газовых и газоконденсатных пластов, условиях притока газа к забою скважин и продуктивности последних. Проводятся при стационарном и нестационарном режимах фильтрации.
Газогидродинамические исследования в первом случае осуществляются методом установившихся отборов. По результатам исследования строится индикаторная кривая — зависимость между дебитом скважины Q и разностью квадратов пластового и забойного давлений D Р2 = Р2пл — Р2з для различных установившихся режимов работы скважины, характеризующая условия притока газа к скважине (рис.). Испытания скважины проводятся с выпуском газа в атмосферу (на неосвоенных площадях в процессе разведки месторождения) или газопровод (при эксплуатации месторождения). Метод позволяет определять коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; условия разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твёрдых и жидких частиц с забоя скважины; устанавливать технологические режимы эксплуатации скважины и оценивать эффективность ремонтно-интенсификационных работ и др. На форму индикаторной кривой влияют неполная стабилизация пластового и забойного давлений, очищение или накопление на забое и в призабойной зоне скважины жидкости и твёрдых частиц, образование гидратов и др. При исследовании низкопродуктивных скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита используют модифицированные варианты метода установившихся отборов (изохронный, экспресс-методы и др.), позволяющие значительно сократить продолжительность испытания.
|
|
|
Газогидродинамические исследования при нестационарных режимах фильтрации проводятся методами восстановления давления (после остановки скважины, работающей на установившемся режиме) и стабилизации давления и дебита (при пуске остановленной скважины в определенном режиме работы). Сущность первого метода — наблюдения за изменением забойного (устьевого) давления Р и температуры с течением времени и построение по полученным данным кривой восстановления давления (КВД), второго — за изменением забойного (устьевого) давления, температуры, дебита скважины Q в результате чего строится кривая стабилизации давления (КСД). С помощью КВД и КСД определяются проводимость, пьезопроводность, пористость, проницаемость, трещиноватость, неоднородность пластов-коллекторов и др. Кривые позволяют также оценивать изменение параметров пласта в процессе работы скважины (очищение призабойной зоны и др.). На форму КВД влияют приток газа в скважину после её остановки, неизотермичность процесса восстановления давления, неоднородность пласта (в т.ч. тектонические и литологические нарушения), межпластовые перетоки и др. Te же факторы влияют на форму КСД, однако чаще искажение вызывается изменением фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины, неоднородностью пласта по площади и мощности. Данные, полученные при газогидродинамическом исследовании, используются для подсчёта запасов газа, при составлении технологических проектов и анализе разработки месторождений, а также при планировании мероприятий по увеличению продуктивности скважин.
Дата добавления: 2015-12-21; просмотров: 64; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!