
- •Содержание
- •§ 4. Методы регулирования разработки залежей
- •1.Цели и задачи контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти.
- •2.Методы получения информации о пластах и свойствах пластовой жидкости.
- •Методы геолого-промыслового контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей
- •§ 4. Методы регулирования разработки залежей
- •Методы установившихся отборов
- •6.3.2. Методы неустановившихся отборов
- •6.3.3. Экспресс-методы исследования скважин
- •6.3.4. Приборы, используемые для исследования скважин
- •6.4.2. Термометрия
- •6.5. Геолого-пр0мысловый контроль изменения свойств нефти, газа и воды в процессе разработки
- •6.5.1. Контроль изменения свойств нефти в процессе разработки
- •6.5.2. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки
- •6.5.3. Контроль изменения свойств газа в процессе разработки
- •6.6. Контроль за перемещением внк и гнк
- •6.6.1. Определение текущего положения внк и насыщенности пластов методами электрометрии
- •6.6.2. Определение текущего положения внк и насыщенности пластов методами радиометрии
- •6.6.3. Комплексирование различных методов для выделения заводненных пластов
- •6.6.4. Оценка положения гнк и гвк и интервалов обводнения при разработке газовых месторождений
- •6.6.5. Контроль обводнения нефтяных пластов в скважинах при наличии обсадных колонн специальной конструкции, не препятствующих проведению электрокаротажа
- •6.6.6. Определение заводненных пластов при введении индикаторных веществ
- •Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки
- •§ 1. Основные показатели состояния разработки
- •§ 2. Геологопромысловый контроль процесса разработки
- •Глава 4
- •§ 4.1. Задачи и методы анализа, контроля и регулирования процесса разработки месторождений
Методы установившихся отборов
Эти методы основаны на изучении зависимости дебита скважины от забойного давления и заключаются в фиксации последовательных изменений отборов жидкости из пласта (при изменении режима работы скважины) и замерах дебита и забойного давления (после того, как в скважине устанавливается постоянный приток при каждом режиме). В результате исследований получают величину понижения давления Ар = Рпл — Рзаб (здесь Ар - депрессия; Рпл— пластовое давление; — Рзаб забойное давление) или соответственно уровней АН = Нет — Ндин (здесь АН - разница уровней; HCT - статический уровень; Ндин -динамический уровень) при каждом режиме и соответствующие им значения дебитов Q нефти, газа, воды и процент песка. Результаты полученных значений дебита скважины Q и Ар наносят на график — индикаторную диаграмму, где на оси ординат откладывают Ар, на оси абсцисс - дебит Q (рис. 6.2). Получаемая при этом кривая называется индикаторной.
Рис. 6.2. Формы индикаторных кривых:
1 - линейная; 2 - выпуклая к оси дебитов; 3 - вогнутая к оси дебитов
В процессе исследований необходимо следить за тем, чтобы скважина проработала не менее чем на трех режимах. Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10— 20 %. Через каждые 24 ч замеряют дебит и забойное давление в течение 2—3 дней. При практическом отсутствии разницы в замерах режим считают установившимся. Изменение режима достигают следующим образом: а) в фонтанных скважинах изменением штуцера; б) в компрессорных - - изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлении на устье; в) в глубиннонасосных —изменением длины хода штока, числа качаний или диаметра насоса; г) с элект-ропогружными насосами созданием противодавления на устье; д) в нагнетательных— изменением расхода воды.
Индикаторные кривые описываются уравнением Q = К (Рпл —Рзаб) , где п— показатель степени; К —коэффициент продуктивности.
Коэффициент продуктивности определяют по начальному прямолинейному участку индикаторной кривой. К =Q/Ap. В зависимости от величины п (см. рис. 6.2) получают различные по форме индикаторные кривые (прямолинейные, выпуклые и вогнутые ~к оси дебитов).
В соответствии с формулой Дюпюи и с учетом продуктивности рассчитывают такие фильтрационные характеристики, как проницаемость Кпр, гидропроводность Кпр НЭФ/д, подвижность Кпр /ц, проводимость Кпр НЭФ:
где Кпр - проницаемость; μ - - вязкость нефти в пластовых условиях; К—радиус контура питания; г— приведенный радиус скважины; С1 и С2 - - коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия; Нэф - эффективная мощность пласта.
При снижении пластового давления ниже давления насыщения в пласте будет выделяться газ, т. е. будет наблюдаться фильтрация газированной жидкости. Тогда в расчетную формулу (6.1) вместо коэффициента продуктивности К, подставляют коэффициент продуктивности К *.
К * - Q/(HK - Нзаб), 6.2
связанный с функцией Христионовича (Нк - Нзаб)-, которая учитывает изменение газонасыщенности и фазовой проницаемости для жидкости с изменением давления.