Аналіз результатів роботи, висновки

Звіт про виконану роботу повинен містити:

1 Розрахунки фізичних параметрів пласта за кривими відновлення тиску

2 Пояснювальну записку з обґрунтуванням отриманих результатів.

Графічні побудови слід виконувати на аркушах А4 із дотримуванням галузевих стандартів і використанням умовних знаків і зразків для складання картографічної документації при розвідці та розробці нафтових родовищ, які демонструються в навчальному кабінеті № 5322.

Контрольні запитання

1 Розкрийте суть гідродинамічних досліджень продуктивних горизонтів на неусталеному режимі.

2 Що показує КВТ ?

3 Які фізичні параметри пласта можна ви визначити при дослідженні свердловин на неусталених режимах фільтрації?

4 Розкрийте суть технології дослідження свердловин на неусталених режимах фільтрації?

5 Наведіть відомі Вам методи обробки КВТ.

Лабораторна робота № 4 Визначення стану привибійної зони свердловин за результатами гідродинамічних досліджень Мета та завдання роботи

Метою роботи є набуття студентами практичних вмінь з визначення стану привибійної зони свердловин за результатами гідродинамічних досліджень.

Для досягнення поставленої мети перед студентом ставиться завдання:

– за заданою вихідною інформацією провести аналіз конкретної геологічної ситуації

– визначити стан привибійної зони свердловини за даними гідродинамічних досліджень і дати заключення та рекомендації щодо запровадження методів покращення привибійної зони свердловини.

Основні теоретичні положення

Найбільш характерним показником видобувних можливостей свердловини є коефіцієнт продуктивності  що дорівнює частці добового відбору продукції, яка припадає на одиницю депресії;

(4.1)

де Q, — дебіт свердловини (м³ /добу) при депресії (МПа); Р=Р_пл—Р_виб;Р_пл — пластовий тиск, МПа; Р_виб — вибійний тиск, МПа.

Розрізняють фактичний коефіцієнт продуктивності свердловини _ф і потенційний коефіцієнт продуктивності _п, значення якого розраховують за відомими значеннями гідродинамічних параметрів-продуктивних пластів.

Визначають фактичний коефіцієнт продуктивності на основі індикаторних діаграм (рис. 4.1), які будують за результатами дослідження свердловини на усталених режимах відбору продукції (не менше трьох).

Рисунок 4.1- Типова індикаторна діаграма для фонтанної нафтової свердловини.

І

(4.2)

ндикаторна діаграма зображає залежність дебіту (м³/добу) свердловини від депресії:

і дає змогу визначити фактичний коефіцієнт продуктивності _ф.

Згідно з рівнянням Дюпуї потенційний дебіт свердловини (м³/ /добу) можна записати у вигляді

(4.3)

Розділивши праву і ліву частини рівняння на  Р, отримаємо вираз для визначення потенційного коефіцієнта продуктивності свердловини (м^з/(МПа • добу))

(4.4)

де — гідропровідність продуктивних пластів, м³/Па • с; b — об'ємний коефіцієнт для нафти (коефіцієнт збільшення об'єму сепарованої нафти в пластових умовах); R— проникність пластів, м²; h— товщина продуктивної частини пластів, м; R_к — радіус контура живлення (зони), м; r_с — радіус стовбура свердловини в інтервалі продуктивних пластів, м.

Для найбільш поширених значень R_к=250 м і г_с=0,1 м, які забезпечують задовільну для промислових розрахунків точність, рівняння набирає вигляду

(4.5)

Для визначення гідропровідності пластів, охоплених фільтрацією під час відбору продукції, використовують криві відновлення тиску на вибої свердловини, закритої після відбору продукції протягом часу Т з дебітом Q .

При відсутності кривих відновлення тиску параметр гідропровідності можна визначити через проникність і ефективну товщину пластів на основі кeрнових і промислово-геофізичних досліджень.

Обробку кривих відновлення тиску (КВТ) здійснюють, на-приклад, за методом Хорнера.

Рисунок 4.2. – Графік зміни тиску на вибої свердловини після її закриття.

При наявності у зоні фільтрації навколо свердловини однорідних за проникністю колекторів графік залежності у координатах Pt=(lgT+t/t) можна зобразити у вигляді прямої (рисунок 4.3), нахил якої до осі часу становить

За кутовим коефіцієнтом (визначають гідропровідність пластів (м³Па • с)) у зоні фільтрації навколо свердловини

Рисунок 4.3.- Графік відновлення тиску на вибої свердловини, перетворений за методом Хорнера .(а — для однорідного пласта; 6 — для пласта з погіршеною гідронровідністю привибійної зони;

(1 — привибійна; 2 — віддалена зони).

Якщо у привибійній зоні свердловини гідропровідність пластів погіршується, то на графіку відновлення тиску (рис.4.2) вимальовується два прямолінійних відрізки 1 і 2 з коефіцієнтами нахилу відповідно і₁, (привибійна зона) та і₂ (віддалена зона), за якими на основі формули визначають гідропровідність привибійної та віддаленої зон.

Оскільки продуктивність свердловини перебуває у прямій залежності від гідропровідності пластів і в оберненій залежності від депресії, то зменшення гідропровідності чи додаткові втрати тиску під час фільтрації продукції зумовлюють зменшення дебітів при одному й тому ж значенні депресії.

Найбільш обгрунтованими та об'єктивними показниками стану привибійної зони свердловини є: відношення коефіцієнтів продуктивності (фактичного до потенційного) ВП; відношення параметрів гідро­провідності (віддаленої зони до привибійної зони) ВГ; значення скін-ефекту S.

П

(4.6)

оказник співвідношення продуктивностсй — це частка від ділення фактичного коефіцієнта продуктивності свердловини на потенційний коефіцієнт продуктивності:

Згідно з виразами для фактичного коефіцієнтів продуктивності одержуємо

(4.7)

а для значень R_k=250 м; r_c=0,1 м, які забезпечують задовільну для промислових розрахунків точність, рівняння ( 4.7 ) має вигляд

(4.8)

За відомої гідропровідності пластів (на основі кривої відновлення тиску) та при значеннях R_k =250 м; r_c=0,1 м співвідношення продуктивностей можна визначити за формулою

(4.9)

Співвідношення гідропровідностей знаходять шляхом ділення параметра гідропровідності пластів віддаленої зони на гідропровідність привибійної зо­ни, значення яких отримують на основі кривої відновлення тиску

(4.10)

де і₁ та і₂ — кутові коефіцієнти прямолінійних відрізків кривої відповідно для привибійної і віддаленої зон.

Гідропровідність пластів при значеннях R_k -250 м і r_c =0,1 м визначають за формулою

(4.11)

Як перший (співвідношення продуктивностсй), так і друга (співвідношення гідро провідностсй) методи мають той недолік, при їх використанні слід знати дебіт, пластовий тиск та значення депресії, точність яких у промислових умовах, особливо за наявнос-низькопроникних колекторів, не завжди гарантована. Тому широкого застосування, особливо у зарубіжній практиці, набув метод оцінки стану привибійної зони через скін-ефект S.

Фізичний зміст скін-ефекту ілюструє залежність його значення від співвідношення між проникністю пластів віддаленої зони R і привибійної зони Rs:

(4.12)

де r_s — радіус привибійної (скінової) зони; r_c— радіус стовбура свердловини у продуктивному інтервалі.

Скін-ефект характеризує стан привибійної зони свердловини, а його значення свідчить про наявність чи відсутність додаткових фільтраційних опорів, які можуть бути зумовлені як низькою якістю розкриття пластів, так і зміною фільтраційних параметрів привибійної зони під .час відбору продукції,) Оскільки такі зміни впливають на процес відновлення тиску у свердловині після припинення нагнітання чи відбору, то для оцінки наявності скін-ефекту й визначення його значення використовують КВТ, характер яких пов'язаний з фільтраційними параметрами залежністю:

(4.13)

де P - приріст тиску протягом часу t після закриття свердловини,

— п'єзопровідність пластів, см с; і — кутовий коефіцієнт прямолінійного кінцевого відрізка кривої відновлення тиску у відповідних координатах; m— коефіцієнт пористості колекторів; р — коефіцієнт стисливості рідини; п — коефіцієнт стисливості породи.

Права та ліва частини рівняння рівнозначні, коли відсутні додаткові фільтраційні опори у привибійній зоні, а їх нерівність є свідченням різниці між гідропровідністю привибійної та віддаленої зон, що у випадку погіршення гідропровідності привибійної зони зу­мовлює необхідність втрат додаткової депресії при незмінному об'ємі фільтрації продукції при цьому рівняння визначення скін-ефекту набуде слідуючого вигляду

(4.14)

де с— поправка на втрати тиску на стінці свердловини, яку обчислюють при відомих значеннях  та r_с за формулою

(4.15)

або беруть з таблиці.

Позитивне значення скін-ефекту свідчить про наявність додаткових фільтраційних опорів у привибііній зоні свердловини, на подолання яких втрачається певна частина депресії, за якою оцінюють співвідношення продуктивностей.

Підготовка до заняття

Для успішного виконання роботи студент перед початком заняття повинен:

1 Опанувати основні теоретичні положення за темою роботи.

2 Ознайомитись із конкретною геологічною ситуацією, виписати та проаналізувати вхідні дані згідно з одержаним варіантом.

3 Підготувати відповіді на контрольні запитання та завдання.

Опис конкретної геологічної ситуації

(початкові дані )

Визначити стан привибійної зони свердловини і якість розкриття пластів на основі результатів випробування у процесі буріння свердловини (вихідні дані видаються студентові індивідуально за варіантами).

Порядок проведення роботи

Для виконання поставленого завдання рекомендується така послідовність проведення роботи:

1 Перетворити вихідний графік відновлення тиску за методом Хорнера.Визначити об'єм припливу Vпр і середній дебіт Q для кожного періоду припливу

2 За кутом нахилу прямолінійного кінцевого відрізка на графіку відновлення тиску визначають гідропровідність пластів за формулою (4.11).

3 За формулою (4.14) визначаємо скін-ефект.

4 За формулою (4.10) знаходимо співвідношення продуктивностей.

5 На основі проведених розрахунків зробити заключення про стан привибійної зони свердловини і якість розкриття пластів.