- •Тема 6 Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов
- •6.1. Цели и задачи исследования скважин и пластов
- •6.2. Методы исследования, применяемые при разработке нефтяных и газовых месторождений
- •6.3. Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации
- •6.4 Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании
- •6.5 Исследование нагнетательных скважин!
- •6.6 Понятие о термодинамических методах исследования скважин
- •6.7 Гидропрослушивание пластов
- •6.8 Нормы отбора нефти и газа из скважин! и пластов
- •6.9 Выбор оборудования и приборов для исследования
6.4 Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании
Определяемые параметры: продуктивность скважин, коэффициенты гидропроводности, подвижности, пьезопроводности и др.
1 К-нт продуктивности – это отношение дебита скважины к перепаду между пластовым и забойным давлениями.
т/сут·МПа |
(6.6) |
2 К-нт гидропроводности характеризует гидропроводимость пласта в зависимости от проницаемости, толщины пласта, вязкости добываемой жидкости:
м3/Па·с |
(6.7) |
3 К-нт подвижности характеризует гидравлические свойства пласта:
м2/Па·с |
(6.8) |
К-нт продуктивности скважин и гидропроводности связаны между собой:
|
(6.9) |
4 К-нт пьезопроводности характеризует способность пласта к передаче возмущений, вызываемых изменением режима эксплуатации. Пьезопроводность характеризует скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима.
м2/с |
(6.10) |
где - к-нт упругости пласта, МПа-1; от 10-2 до 102.
5 Гидродинамическое совершенство отдельной скважины характеризуется её приведенным радиусом и к-том гидродинамического совершенства:
|
(6.11) |
6.5 Исследование нагнетательных скважин!
Нагнетательные скважины исследуют при установившихся и неустановившихся режимах.
В отличие от добывающих исследование нагнетательных скважин заключается в том, что для построения индикаторной кривой и кривой восстановления давления чаще используют измерения давления на устье скважины.
Еще одной особенностью является то, что индикаторные кривые для нагнетательных скважин имеют вид, показанный рис. 6.4 ( стр 138, Покрепин «РНГМ»). Такая форма индикаторной кривой обуславливается тем, что при возрастании репрессии на пласт происходит раскрытие трещин в пласте и, соответственно, увеличение продуктивности скважины.
Используют такую формулу:
|
(6.12) |
6.6 Понятие о термодинамических методах исследования скважин
Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважинах, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.
Изменение температуры Т недр Земли с глубиной г (естественная геотерма) можно представить уравнением:
|
(6.13) |
где |
Т0 |
- Температура нейтрального слоя. |
|
Г |
- геотермический градиент 0,033 0С/м. |
Рисунок 6.2 – Распределение температуры по стволу скважин
ТГ – естественное распределение температуры в неработающей скважине - геотерма;
Тn – распределение температуры в работающей скважине – термограмма.
Если То привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. В добывающей (скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t распределение температуры стабилизируется. Геотерма и термограммы используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.
Фильтрация в скважину вызывает дроссельный эффект. При притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа - охлаждается. По термограмме можно оценить условия и радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4 - 0,6 °С при депрессии около 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяют аномалии температуры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки нагнетательных скважин, что позволяет выделить поглощающие пласты.
Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждого пласта, имея! различную температуру и последовательно смешиваясь, обуславливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Термометрия позволяет также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.