6.3. Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации.
Технология исследования.
Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.
Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления Рз последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита.
По завершению исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.
Графические методы изображения результатов исследования.
По результатам исследования строят график зависимости дебита скважины от депрессии, называемый индикаторной диаграммой. При построении индикаторных диаграмм принято значения забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит - по оси абсцисс. При этом индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс. На рис. 6.1 показаны возможные формы индикаторных диаграмм.
Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы (линия 1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:
(6.1)
где - коэффициент продуктивности, в этом случае равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий. Из формулы уравнения притока коэффициент продуктивности будет равен:
Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению с линейным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами:
Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения.
Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.
Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.
Если процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси или когда при переходе от одних режимов цикла к другим изменяется физическая проницаемость коллектора, индикаторная диаграмма (или часть ее) оказывается криволинейной.
Диаграмма (линия 2) характерна для фильтрации в пласте газированной жидкости. Она прямолинейна в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения (Рз>Рнас) и криволинейна при уменьшении забойного давления ниже давления насыщения (Рзаб< Рнас). Физическая проницаемость коллектора может изменяться также при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления и сжиматься со снижением забойного давления. В подобных случаях индикаторная диаграмма имеет форму линии 3. При скоростях фильтрации жидкости, превышающих верхний предел, когда сохраняется линейный закон, индикаторные диаграммы имеют форму линии 4.
В этом случае уравнение притока описывается формулой:
Где n - показатель фильтрации, составляющий 0,5 - 1.
Для скважин с высоковязкой нефтью индикаторная линия не проходит через начало координат (линия 5), а отсекает на оси АР отрезок. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновскими свойствами. По отрезку, отсекаемому на оси АР, находят начало сдвига пластовой нефти.
Обработка результатов исследования.
При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам взятым на этой прямой.
(6.3)
Зная коэффициент продуктивности можно определить коэффициент гидропроводности:
(6.4)
Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии параметры пласта, а по лабораторным данным вязкость , можно определить проницаемость k в районе данной скважины. Значение радиуса контура питания принимают половину среднего расстояния до соседней скважины. Для одиночных скважин принимают равным 250-400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации.
Определяется коэффициент подвижности нефти:
(6.5)