Гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Кривые восстановления давления, их интерпритация.
Исследования скважин методом восстановления (падения) забойного давления заключается в прослеживании изменения забойного давления после остановки или пуска скважины в эксплуатацию, или при изменении режима ее работы в условиях проявления в пласте упругого режима. Этот метод используют при исследовании добывающих и нагнетательных скважин, а также при фильтрации в пласте однофазной, жидкой или газовой смеси. Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании процессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины в работу. Изменение давления прослеживается непосредственно на забое той же скважины, на которой изменяется режим работы (дебит). Для учета притока нефти после закрытия скважины на устье необходимо прослеживать изменение давления на буфере и в затрубном пространстве.
С достаточной для практики точностью изменение давления на забое после мгновенной остановки скважин (или изменения дебита) при отсутствии свободного газа в призабойной зоне может быть выражено уравнением
(1)
Где Δq – изменение дебита скважины в пластовых условиях; р(t) – текущее давление на забое скважины, рс – текущее давление до изменения режима работы скважины; χ – коэффициент пъезопроводности пласта в районе исследуемой скважины; rспр – приведенный радиус, учитывающий несовершенство скважины; t – время с момента изменения режима эксплуатации скважины. Уравнение (1) можно представить в следующем виде:
|
|
|
Следовательно, в полулогарифмических координатах кривая восстановдения давления является прямой линией с углом наклона φ к оси lgt (рис) и с отсекаемым прямой на оси Δр отрезком В:
,
Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления после ее остановки При достаточном времени исследования скважины и большинстве случаев обработка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные результаты.Одновременно методика обработки данных исследования является наиболее простой.
Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований - КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем.
1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальныйманометр.
2. Резко останавливают или пускают скважину в работу.
3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения Рзаб во времени t Рзаб = f(t).
|
|
|
4. Определяют (Рзабi –Рзаб0)=f(t) =ΔPi(t).
5. Результаты полученных значений заносят в таблицу:
6, Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах ΔP- lgt
На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами ΔP 1, lgt 1, и ΔP 2, lgt 2 и определяется угловой коэффициент прямой
.
Измеряется отрезок В на оси Δр от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.
7. Проводят обработку данных КВД
1. Определяется угловой коэффициент прямой
По угловому коэффициенту определяют: - гидропроводность пласта ε;
- подвижность нефти в пласте
- коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины
2. Измеряется отрезок В на оси Δр от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна
По величине отрезка В определяют:
- комплексный параметр
- пьезопроводность пласта χ:
|
|
|
1) если скважина совершенная и rс известен по долоту, то
2) если скважина несовершенная, χ определяют по формуле Щелкачева
Где βж – к-т объемной упругости пластовой ж-ти;
Βс - к-т объемной упругости пористой среды;
m - к-т пористости.
По величине χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство
Дополнительно определяют к-т продуктивности скважин: 
т/сут*МПа
Где βн – объемный к-т нефти;
γнпов – плотность нефти в поверхностных условиях.
Таким образом, при исследованиях скважин на неустановившихся режимах, определяют параметры пласта в области дренирования:
1. Коэффициент гидроводности пласта ε.
2 Коэффициент подвижности нефти в пласте к/μ.
3. Коэффициент проницаемости пласта к.
4. Коэффициент пьезопроводности пласта χ .
По форме КВД в координатах Δр(t) - lnt (рис. 7.2)можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой).
Причины искривления реальной КВД:
В зоне I :
- влияние притока жидкости после остановки скважины;
- нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины;
|
|
|
- нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;
- неизотермическое восстановление давления;
- наличие свободного газа в объеме скважины,
- ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной.
В III зоне:
Изменение угла наклона в III зоне означает неоднородность пласта по простиранию;
- Уменьшение угла наклона - улучшение коллекторских свойств наиболее длинной зоны по сравнению с удаленной - линия 2;
- Увеличение угла наклона - ухудшение коллекторских свойств - линия 3;
- Резкое увеличение угла наклона - наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта)- линия 4.
Средний участок ( II зона) - по теории прямолинейный. Длина у часе ограничена, т.к. Рс стремится к Рпл, т.е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиям и, при которых справедлива формула упругого режима:
- скважина - источник постоянной интенсивности;
- пласт - бесконечный и однородный;
- возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину.
По КВД мы оцениваем к h /μ для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам - к h /μ для ПЗП.
Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины).
Эти данные необходимы:
1) для использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений;
2) сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП);
3) определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.
Дата добавления: 2018-10-27; просмотров: 762; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!