Глава 6

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией «а пласт и последующего определения параметров пласта.

Теоретическая база методов исследования — законы, описывающие процесс фильтрации жидкости и газа в пластах, а также данные изменения отбора из скважин. Скважины могут эксплуатироваться при установившихся режимах или отборах, когда в период измерения дебита и давления они не меняются, и при неустановившихся режимах и отборах, когда дебит и давление изменяется. Соответственно и методы исследования подразделяются на методы при установившемся режиме фильтрации и неустановившемся режиме фильтрации.

1. Исследование нефтяных скважин при установившихся режимах фильтрации

Об установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в небольших интервалах времени (2—3 измерения за 4—6 ч).

Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации скважины. Время, необходимое для достижения установившегося режима, можно определять по приближенной формуле

4& 3

Читальный 4

ЗАЛ 4

V ' Ж 18

”=т=ТЖ’ <^2Л0> 34

<^ЗЛ2> 54

*м=й--Лг^и(—l-Ь Р-²²> 159

)J(f-)»..'• <⁷-²⁷> 162

Здесь т — пористость пласта; р_ж — коэффициент сжимаемости жидкости, Па^-1; — коэффициент сжимаемости породы, Па^-1;

Як — радиус зоны влияния, м (для условий жестководонапорного режима принимается равным о/я, где о — половина расстояния между скважинами); k — проницаемость пласта, м²; [г_ж — динамическая вязкость, Па-с.

Так как при исследовании используются уравнения притока из пласта в скважины, которые, в свою очередь, зависят от характера фильтрационного потока в пласте, то для расчетов применяются уравнение притока нефти при р₃>р_н (Рн — давление насыщения нефти газом) или уравнение притока при р₃<рн.

Исследование при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Результаты измерений дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. Предпочтительным при исследовании скважин является изменение режима их работы в сторону постепенного возрастания дебита. По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии (рис. 6.1, а).

Если исследования скважины выполнены при р₃>р_н, то по тангенсу угла наклона индикаторной кривой к оси депрессий Др определяют коэффициент продуктивности скважины

tg a = QMp = Ко, (6.3)

где Ко — коэффициент продуктивности,

тт 2лkh

⁰⁼ И In (Дк/гсп^Г • ^{К ]}

Рис. 6.1. Индикаторная кривая при р₃>Рв и соблюдении (а) и нарушении (б) линейного закона фильтрации

По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта kh/\i.

Заметим, что при построении индикаторной кривой дебит скважины следует пересчитать на пластовые условия, что достигается умножением дебита, измеренного на поверхности, на объемный коэффициент пластовой нефти.

При исследовании скважин в условиях установившихся режимов фильтрации нередко индикаторная кривая имеет вид, показанный на рис. 6.1,6, хотя исследования проведены при Рз>Рн.

В этом случае определять коэффициент продуктивности по углу наклона кривой к оси депрессий нельзя, что обусловлено видом уравнения притока жидкости из пласта в скважину

Q = Ko{pnn — Рз)", (6.5)

где п — показатель в уравнении фильтрации, составляющий

1. 5—1. В рассматриваемом случае кроме коэффициента продуктивности следует вычислить показатель п в уравнении фильтрации. Эта задача решается следующим образом.

1. Индикаторная кривая из системы координат Q—Др перестраивается в новую систему координат lg Q—IgAp (рис. 6.2).

2. По отрезку оси lg Q', отсекаемому индикаторной кривой в новой системе координат, определяют коэффициент продуктивности lg Ко = lg Q' и Ко = Q'.

3. По углу наклона индикаторной кривой к оси lg Ар вычисляют показатель фильтрации

n=(\gQ — \gQ')/\gAp. (6.6)

Рис. 6.2. Индикаторная кривая на рис. 6.1,6, перестроенная в новую систему координат lg Q—IgAp

\

К

Др,МПа

'ьд Ар

Рис. 6.3. Индикаторная кривая скважины с неньютоновскими нефтями

Чг

1

5. 2

5. 3

*Рп

Для скважин, продуцирующих высоковязкой нефтью, нередко оказывается, что индикаторная кривая в системе координат Q—Др не проходит через начало координат, а отсекает на оси Др отрезок Дро (рис. 6.3). Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновскими свойствами. По отрезку, отсекаемому на оси Др, находят начало сдвига пластовой нефти.

Если исследование нефтяной скважины проведено при забойном давлении ниже давления насыщения, то определять коэффициент продуктивности непосредственно по индикаторной кривой (см. рис. 6.1,6), построенной в системе координат Q—Ар нельзя. Это обусловлено тем, что приток нефти из пласта в скважину при р₃<Рн описывается не формулой Дюпюи (4.8), а уравнением

_

(6.7)

2nkh (Дутл—Я₃)

Д

In

к ^Гс пр

где Н_пл и Я₃ — функции Христиановича, которые являются аналогами пластового и забойного давлений.

Для пересчета измеренных значений забойного и пластового давлений в функции Христиановича необходимо знать свойства пластовой нефти при пластовом и забойных давлениях, а также газовый фактор. Расчеты ведутся в такой последовательности:

1. И

   (6.8)

   змеренные значения давлений пересчитывают в безразмерное давление. Расчет выполняется по формуле

ГМт/Р'Н

2. По пересчитанным значениям безразмерного давления и графикам Христиановича (рис. 6.4) определяют безразмерную функцию Христиановича Я*. На рис. 6.4 показаны три кривые, выбор которых делается по предварительному расчету а

а= (цг/цн) а,

где а — коэффициент растворимости газа в нефти.

3. По безразмерной функции Христиановича вычисляют функцию Христиановича

Я = Я*ГЫ^„). (6.9)

Пересчет давлений на функции Христиановича выполняется для всех исследуемых режимов эксплуатации скважин.

По рассчитанным значениям функций Христиановича и соответствующим им дебитам в системе координат Q—ДЯ строят индикаторную кривую. По тангенсу угла наклона индикаторной кривой к оси АН определяют коэффициент продуктивности

tg i = QIAH = Ko. (6.10)

Заметим, что показанный выше метод расчета функций Христиановича по измеренным значениям давления и газового фактора можно существенно упростить для условий проведения исследований' на конкретном месторождении, характеризующимся определенными свойствами пластовой нефти. Тогда для конкретных свойств пластовых нефтей выбирается кривая зависи

мости безразмерной функции Христиановича от безразмерного давления (см. рис. 6.4). Выбранная кривая описывается уравнением

H* — ap*^b,

где а и b — постоянные коэффициенты, определяемые при обработке кривой на рис. 6.4.

Перестроив кривую на рис. 6.4 из системы координат Я*—р* в систему координат lg#*—lgp*, получим отрезок, отсекаемый

кривой на оси lg Н* и определяющийся lg а. По тангенсу угла

наклона кривой к оси lg р* вычислим b

&=(lgtf,* — lga)/lgp*. (6.11)

Например, применительно к исследованиям скважин Долин- ского месторождения при р₃<рн, Ъ = 1,213, а=0,242 или

Я* = 0,242 р*¹-²¹³. (6.12)

Учитывая уравнения (6.8) и (6.9), получаем

Я = 0,242р¹.²¹³Д-^-Г)°’²¹³. (6.13)

Используя формулу (6.13), строим номограмму, устанавливающую связь между функцией Христиановича, газовым фактором и давлением для конкретных свойств пластовой нефти выгодской залежи Долинского месторождения (рис. 6.5). Пользование номограммой существенно упрощает и ускоряет расчеты, связанные с определением коэффициента продуктивности при

р

Рис. 6.4. Зависимость Н* от р*:

I _ о=0,02; 2 — а=0,015; 3 - а-0,01

₃<рн.

Полученное в результате расчетов по методу установившихся режимов фильтрации значение параметра гидропроводности характеризует призабойную зону скважин.