ФНГ / РЭНГМ / Гидродинамические исследования скважин пластов.
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 22:45)
СКАЧАТЬ:
Гидродинамические исследования скважин пластов. В настоящее время известно много различных методов исследования скважин, но только гидродинамические исследования выполняются силами нефтедобывающих предприятий и являются неотъемлемой частью процессов регулирования выработки запасов углеводородов. Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории. Исследования проводятся специальными бригадами с использованием соответствующей техники и измерительных приборов. К гидродинамическим исследованиям будем относить термодинамиче-ские и дебитометрические исследования скважин. 2.1 ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЙ. Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометрических ис-следований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относится: 1. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количест-венной характеристиками. 2. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, на-сыщенных флюидами: - проницаемость системы; - послойная и зональная неоднородность; - глинистость, песчанистость и др.; - насыщенность. 3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов: - физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемо-сти и др.); - химический состав флюидов (нефти, газа и воды); - давление и температуру; - давление насыщения; - газонасыщенность и др. 4. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор-флюид»: - коэффициент проводимости (гидропроводности) kh/μ; - коэффициент подвижности k/μ; - коэффициент упругоемкости β* β*=(mβж + βп); (2.1) - коэффициент пъезопроводности ае ае = k/μβ. (2.2) 5. Получение сведений о режиме дренирования: - однофазная или многофазная фильтрация; - наличие газовой шапки; - расположение ВНК и ГНК. 6. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении). 7. Получение информации о термодинамических явлениях в призабой-ной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля-Томсона при течении продукции из пласта в скважину. 8. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени. 9. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования). 10. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины. 11. Определение основных характеристик скважин: - коэффициент продуктивности (приемистости); - приведенный радиус скважины; - максимально возможный и рациональный дебиты скважины; - коэффициенты обобщенного уравнения притока. 12. Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин. 13. Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении во времени. 1. РАСЧЕТ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЗС Фильтрационные характеристики, определенные по керну, не дают полного представления об их распределении ни по площади, ни, в значительном количестве случаев, по толщине. Фильтрационные характеристики, вычисляемые по результатам исследования скважин на стационарных режимах, дают интегральные величины для призабойной зоны скважины, те. для определенной, иногда значительной, области продуктивного пласта. Допустим, что в результате исследований получена индикаторная диа-грамма, представленная на рис. 3.6. Как видно из этого рисунка, индикаторная диаграмма прямолинейна. Рис.3.5 Графическое представление уравнения (3.21) В соответствии с уравнением (3.7) запишем: (3.22) Из рис. 3.6 имеем: (3.23) Дебит исследованной несовершенной скважины можно рассчитать по зависимости (3.24) где вН — объемный коэффициент нефти. Из сравнения (3.22) и (3.23) имеем: Кпр = tgα (3.25) Рис. Линейная индикаторная диаграмма скважины. Находя из (3.24) коэффициент продуктивности и приравнивая его к вы-ражению (3.25), получаем: (3.26) Из выражения (3.26) рассчитываем: — коэффициент гидропроводности kh/μ; — коэффициент подвижности k/μ; — коэффициент проницаемости системы k. Рассчитав коэффициент упругоемкости системы β*= mβж + βп; рассчитываем: — коэффициент пьезопроводности χ χ = k/μβ. Если индикаторная диаграмма нелинейная, но линеаризована по уравнению (3.21), то в соответствии с рис. 3.5 при Q=0. (3.27) Сравнивая (3.27) с (3.22), получаем (3.28) или с учетом (3.25) в (3.26) имеем: (3.29) Так как численное значение А по результатам исследования известно, вычисляют по (3.29) все интересующие нас характеристики аналогично вышеизложенному. Приведенные расчеты справедливы при определенных ограничениях, в частности, при забойных давлениях Рзаб , превышающих (или равных) давление насыщения Рнас. Искривление индикаторной линии скважины возможно и при двухфазной фильтрации (нефть + газ). Расчет процесса установившегося движения такой смеси проводится с использованием функций С.А. Христиановича и рассматривается в курсе подземной гидрогазомеханики. Основным условием двухфазной фильтрации является снижение забой-ного давления ниже давления насыщения. В этом случае радиус зоны двухфазной фильтрации Rдиф. может быть рассчитан из условия, что давление на этой границе Р равно давлению насыщения Рнас: откуда находим радиус зоны двухфазной фильтрации Rдф: (3.30). 2. ИССЛЕДОВАНИЯ НА НЕСТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) даёт информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования. Всякое изменение режима работы скважины сопровождается пере- рас-пределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования. Исследование заключается в получении зависимости изменения забойного давления Рзаб¬ в скважине в функции времени t Рзаб= f(t) после изменения режима ее работы (пуска или остановки). 2.1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ В основе исследования лежит уравнение пьезопроводности: (3.34) где χ — коэффициент пьезопроводности, м2/с; τ — время, с. Для одиночной скважины, расположенной в однородном неограничен-ном по размерам пласте, насыщенном однородной жидкостью, изменение давления вокруг нее в функции времени τ и расстояния r может быть записано в виде: (3.35) где ρж — плотность пластовой жидкости, кг/м3; β* — коэффициент упругоемкости, м2/Н, рассчитываемый во уравнению (3.1). Второе слагаемое в правой части (3.35) представляет собой инерционный член. Пренебрегая инерционным членом в (3.35), получим уравнение Фурье: (3.36) графическое изменение давления и дебита скважины до остановки в мо-мент времени τ представлено на рис. 3.9; Р(Т) — изменение давления в период времени Т работы скважины с постоянным дебитом Q . Начиная с момента τ0 за период времени t (время остановки скважины) на забое скважины забойное давление восстанавливается, что видно из фиксируемой кривой восстановления забойного давления (КВД). Запишем следующее соотношения (см. рис. 3.9): (3.37) (3.38) где Р(Т) — давление, с которым бы работала скважина в период времени t (время остановки), если бы не была остановлена на исследование (на рис. 3.9 показано штриховой линией); Рпл — пластовое давление; Рзаб(t) — изменение забойного давления после остановки скважины на исследование. В результате решения уравнения (3.36) получаем: (3.39) где Q— постоянный дебит, с которым работала скважина в течение времени Т до остановки; в — объемный коэффициент пластовой жидкости (нефти); Рис. 3.9. К исследованию при нестационарном режиме работы. Еi — обозначение экспоненциальной интегральной функции, обычно табулируемой. Так как Т> >t, второй член выражения (3.39) можно принять постоянным и равным: (3.40) Перепад давлений в период времени τ= Т составляет: (3.41) Вычитая выражение (3.41) из (3.39) с учетом (3.40), имеем: (3.42) или: (3.43) Умножим полученное выражение (3.43) на минус единицу (—1), в ре-зультате получим: или: (3.44) Данное выражение и есть решение уравнения (3.36). Оно вред полагает, что скважина закрыта на забое и ее дебит в момент времени τ0 (остановка) мгновенно становится равным нулю. Так как замер изменения давления во времени производится па стенке скважины, то примем: где rc, rпр — соответственно физический и приведенный радиус скважины. С учетом этого выражения (3.44) перепишем в виде: (3.45) Выражение (3.45) является достаточно сложным для практического ис-пользования в связи с необходимостью иметь табулированные значения экспоненциальной интегральной функции. Упростить выражение (3.45) можно разложением экспоненциальной интегральной функции в ряд Тейлора и ограничением числа членов разложения. Раскладывая данную функцию в ряд Тейлора, получим: (3.46) где С — коэффициент Эйлера, равный 0,5772. Анализ показывает, что сумма третьего и последующих членов ряда мала, поэтому можно учитывать только два первых. С учетом этого выражение (3.45) перепишем так: или После соответствующего сокращения получим окончательно: (3.47) Данное решение было получено М. Маскетом и лежит в основе обработки кривых восстановления (падения) давления, получаемых в результате исследования скважин при работе на нестационарном режиме. Еще раз напомним, что данное решение справедливо для случая закрытия скважины на забое, когда дебит мгновенно становится равным нулю. Такого случая на практике встретить невозможно. Похожие статьи:
|
|