Основная задача ГДИС и пластов

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

1. Основная

задача

ГДИС

и

Продолжительность на каждом

пластов

режиме такова, что в пласте

Основная

задача

исследования

устанавливается

стационарное

залежей и скважин - получение

течение в рез-те чего Q и Рзаб

информации о них для подсчета

стабилизируется.

запасов нефти и газа, проектирования,

Продолжительность работы на

анализа,

регулирования

разработки

режимах

или

время

залежей и эксплуатации скважин.

стабилизации режима зависит от

Исследование

начинается

сразу

же

коллекторских

свойств

пласта,

после

открытия

залежей

и

системы

разработки

залежей

продолжается в течение всей «жизни»

нефти

и

качество

вскрытия

месторождения.

пласта скважиной.

Исследования

включает

в

себя

комплекс

лабораторных,

3. Виды

индикаторных

геофизических

и

гидродинамических

диаграмм

исследований По данным иссл-ий опр-

По

результатам исследования

ся след параметры:

строят индикаторные диаграммы

1)

общие

размеры залежи;

в координатах Q-Pзаб, Q-∆Р. В

толщина пласта; эфф-ая толщина;

зависимости от типа коллектора

ВНК, ГНК;

и режима

фильтрации

формы

2)

коллекторские и

емкостные

индикаторной линии могут быть

свойства: пористость, проницаемость;

разными:

гидропроводность;

пьезопроводность;

1)

если

сжимаемость;

насыщенность,

индикаторная

пластовые Т и Р;

диаграмма -

прямая

3)

ФХ

свойства

пластовых

линия, то режим ф-

флюидов

ции однофазной

ж-

сти (нефти, воды) или водонефт.

2. Назначение и сущность метода

смеси идет по з-ну Дарси, при

исследований

на

стационарных

ламинарном течении;

режимах фильтрации

2) нарушение

з-на Дарси:

Метод

стационарных

режимов

двухфазная ф-ция (нефть и своб-

фильтрации

предназначен

для

й газ); однофаз-ая ф-ция ж-сти в

определения коэф-тов продуктивности

трещиноватых

пластах

при

скважин и режима фильтрации ж-сти в

ламинарном течении;

пласте.

3) нарушение

з-на Дарси:

Сущность

его

заключается

в

однофазн

ф-ция

ж-сти

в

выявлении взаимосвязи м/у Рзаб и ее

однородном пласте при переходе

Q. По результатам исследований

ламинарного

течения

к

строится график-изображение этой

турбулетному;

зависимости – индикаторная линия или

4) подключение пропластков;

диаграмма.

переток

между

пластами;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

неустановившиеся процессы в пласте;

p pпл pзаб

AQ BQ 2

дефектные измерения величин;

для графического определения

5)

случай

притока

вязкопластичной

коэффициентов

нефти.

фильтрационного сопротивления

А и В индикаторную линию

4.

Уравнения притока жидкости и

перестраиваем

в

прямую

в

методы

расчета

коэффициента

координатах ∆p /Q от Q. Тогда А

продуктивности

при

линейном

и В находим соответственно как

законе фильтрации

отрезок на оси ординат и угловой

Если

индикаторная

диаграмма

-

коэффициент прямой, причем А

прямая линия, что отмечается при

=

1/К0

(К0- коэффициент

фильтрации

однофазной

жидкости

продуктивности).

(нефти, воды) или водонефтяной смеси

ln r

, B tg

R

K

по закону Дарси,

то как тангенс угла,

A

c

2 kh

наклона

линии

(по

индикаторной

6.

Схемы

исследования

диаграмме

находим

две

удаленные

скважин

на

нестационарных

точки

с

координатами

∆p1,

Q1

и

режимах фильтрации

∆p2,Q2) определяем:

Информацию

о продуктивном

1)

коэффициент

продуктивности

пласте

дают

исследования

(приемистости) скважины

переходных процессов от стац-го

Q1 (5),

tg

K

Q2

к нестац-му и наоборот режиму

0

p

p

2

1

где k,, h - проницаемость и

фильтрации ж-сти и газа.

работающая

толщина

пласта;

μ-

Позволяют

раздельно

Rk

вязкость жидкости; Rk, rc -

определить

параметры

призабойной

удаленной

зоны

K

2 kh

, м

3

/(сутМПа)

0

ln

r

пласта,

неоднородность

и

тип

c

радиус

зоны

дренирования пласта

и

коллектора,

оценить

приведенный радиус скважины;

эффективность

возд-ия

на

ПЗ

2) к-т проницаемости пласта в ПЗП

скважины

и

на

весь

ln

R

k

2 h

продуктивный

пласт,

и

r

2

k

c

, м

3) к-т подвижности ж-сти в пласте

определить

текущую

ln

Rk

нефтенасыщенность.

k

rc

, м2

/ Па с

2 h

3 схемы исследования:

4) к-т гидропроводности

1)

Скв.

до

исследования

ln

Rk

kh

rc

, м3 / Па с

работала прод-ое время Т на

2

5.

Уравнения притока жидкости и

стац-ом режиме ф-ции Q=const.

Затем

в какой-то

момент

скв.

методы

расчета

коэффициента

закрывают.

После остановки во

продуктивности

при

нелинейном

времени замеряют Рзаб и Руст. –

законе фильтрации

Метод КВД

Фильтрацию

можно

описать

также

2)

Скв.

После

двучленной формулой

продолжительной

остановки

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

пускается

в работу с переменной во

определяются в лаборатории по

времени Q и ∆p в монотонном режиме

пробе жидкости и по керну)

– М-д монотонного пуска СКВ.

rcn

2,25 e

A

i ;

3) В скв. простаивающую длительное

пьезопроводность пласта

время

мгновенно

создается

скачок

2

cn e

A

i

r

давления и приток ж-сти из пласта. С

2,25

течением времени Q и ∆p снижается до

9.

Цели

и

задачи

метода

0

–

М-д

создания

мгновенной

гидропрослушивания

депрессии.

М-д гидропрослушивания – м-д

7.

Основное

уравнение

метода

исследования

при

нестационарном

режиме

обработки

кривой

восстановления

фильтрации.

Позволяет

давления без учета притока

определить

фильтрационные

Сущность метода исследований скв.

параметры

пласта

на

при

неустановившихся

режимах

значительном

расстоянии

от

заключается

в

изменении

режима

исследуемой

скважины.

эксплуатации

скв.

и

регистрации

Позволяет

количественно

и

изменения

заб.давления.

Уравнение

качественно

определить

изменения

перепада

давления

во

гидродинамическую связь между

времени имеет вид.

скважинами

и

пластами.

В

p(t)

Q bH

ln

2,25 t

Q bH

ln t

A i ln t

4 kh

r

2

4 kh

комплексе с

другими

методами

где

Q bH

cn

A i ln

;

bH

- объемный к-т

i

;

2,25 t

оценить

неоднородность

4 kh

r

2

cn

коллектора,

выявить

положение

нефти.

водонефтяного

раздела,

места

8.

Фильтрационные

параметры

перетока

между

пластами,

литологические

экраны

и

пласта,

определяемые

методом

газовые шапки.

снятия КВД

Отличие его заключается в том,

Обработку данных КВД проводят по

что

в

одной

скважине

формуле

вызывается

возмущение

(пуск,

i tg

p2 p1

Q bH

QbH

ln t2 ln t1

4 kh

4

остановка

скважины

или

Гидропроводность

ступенчатое изменение дебита), а

;

4 i

в другой или нескольких других

kh

Qb

H

проницаемость пласта

удаленных от нее реагирующих

k

QbH ;

(наблюдательных

или

h

4 ih

простаивающих)

скважинах

подвижность нефти в пласте:

фиксируется изменение давления

QbH ;

k

во времени.

4 ih

rcn

М-ды обработки

A

4 kh ln

2

Q bH

2,25 t

приведенный

радиус

скважины,

1)

Эталонные

кривые;

(Борисов-Яковлев)

учитывая,

что

χ=k/(μβ*)

(μ

и

β*

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2) Характерные

точки

кривой

7.Sа – скин, вызванный

реагирования;

анизотропией

пласта

в

3)Аналитическое

и

горизонтальной скв.;

графоаналитическое.

(Бузинов-

8.«-» Sас – скин, вызванный

Умрихин, Медведский-Юсупов)

аномальными

неньютоновскими

10. Что такое

скин-фактор,

и из

(структурно-вязкостными)

каких слагаемых он состоит?

свойствами нефти;

Скин-фактор - это численное

9.Sпс – псевдоскин-фактор (в

значение безразмерной величины S со

слоистых пластах);

знаком «+» (S > 0 и k > kS) или «-» (S <

10.Sоб – обобщенный скин-

0 и k < kS), характеризующий

фактор;

ухудшение

или

улучшение

11.Sг –

геологический скин

проницаемости в скин-зоне и степень

(наличие

линз

и

их

ее улучшения или ухудшения.

сообщаемости);

S=0 характеризует однородный по

12.Sнд – скин, вызванный

проницаемости пласт, т.е. отсутствие

нарушением закона Дарси;

дополнительных

фильтрационных

сопротивлений в ПЗП, т.е. отсутствие

11. Что такое скин-эффект и

дополнительных потерь давления.

как его определить по КВД?

St – суммарный скин-эффект -

Скин-эффект выражает потери

совокупность

скин-эффектов,

перепада

давления

на

возникших по различным причинам:

преодоление

сопротивлений

в

St = Sч.в. + Sт + Sкол + Sкг + Sнс + Sк

призабойной зоне. Он может

+ Sа + Sас + Sпс + Sоб + Sг + Sнд …

быть

положительным

и

1.«+» Sч.в. – скин частичного

отрицательным.

Положительное

вскрытия, искривление линий тока в

значение

скин-эффекта

ПЗП за счет частичного вскрытия и

характеризует

загрязненность

перфорации;

ПЗ,

а

отрицательное

—

2.«-» Sт – геометрический скин,

улучшение

фильтрационных

вызванный наличием трещин;

характеристик

в

ПЗ

по

3.«+» Sкол – скин тонкого слоя

сравнению с удаленной.

кольматажа на стенке скважины;

Для

определения

4.«+» Sкг – скин тонкого слоя

фильтрационных

сопротивлений

кольматажа

на

стенке

в системе пласт — скважина

горизонтальной скважины;

используют

методику,

5.«-» Sнс – скин, вызванный

заключающуюся

в

анализе

наклонностью (не вертикальностью)

процесса

восстановления

скважины;

давления

в

скважине

6.« » Sк – скин, вызванный

посредством

построения

и

изменением

проницаемости

ПЗП

обработки

основной

и

скважины;

разностной

кривых,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

характеризующих процесс фильтрации

дренирования

совершенной

во

взаимосвязанной

неоднородной

скважиной

трещиновато-

системе — призабойная зона, трещины

пористого коллектора.

и поры.

При

дренировании

Основная

КВД

строится

в

трещиновато-пористого

координатах lg p—t,

где lg p—

коллектора

конфигурация

логарифм

величины

приращения

кривых восстановления давления

давления, МПа; t —текущее время

имеет вид, приведенный на рис.,

восстановления давления, ч.

график

3.

О

наличии

скин-

эффекта

свидетельствует

криволинейность

начальных

участков основной и разностной

Рис. Типовые конфигурации

кривых

восстановления

давления.

графиков восстановления давления в

Процесс

восстановления

зависимости от типа дренируемого

давления

при

фильтрации

коллектора:

жидкости

в

пористо-

1 — однородно-трещиноватый (а) и

трещиноватом

коллекторе

неоднородно-трещиноватый (б); 2 —

характеризуется

кривыми,

трещиновато-пористый или

приведенными на рис., график 4.

трещиноватый при налички скин-

Движение жидкости в пластовой

эффекта; 3 — трещиновато-пористый

системе

при

значительных

со скин-эффектом в призабойной зоне;

фильтрационных

4 — трещиноватый со скин-эффектом

сопротивлениях

в

призабойной

(а) и без скин-эффекта (б)

зоне характеризуется кривой а и

Так,

для

однородного

коллектора

при

незначительных

или

характерна

конфигурация

кривой

в

отсутствии таковых— кривой б.

виде ниспадающей к оси абсцисс

линии (см. рис. 2, график 1, кривая а).

12. По

каким

параметрам

Для

неоднородного

трещиноватого

можно оценить эффективность

пласта

кривые

восстановления

внедрения методов ОПЗ?

давления могут представлять собой две

Эффективность

внедрения

и

более

прямых

пересекающихся

методов ОПЗ можно оценить по

линий (см. рис., график 1, кривая б).

таким

параметрам

как

При

дренировании

трещиноватого

гидропроводность (kh/μ), скин-

коллектора несовершенно законченной

фактор (St), приведенный радиус

скважиной основная кривая вогнута к

скважины (rcпр), факт. и потен-ю

оси абсцисс и искривлена в начальном

продуктивность (ηф и ηп).

участке. При

этом

разностная линия

kh/μ

–

характеризует ФЕС

прямолинейна

(см.

рис.

график

2).

пласта, определяется по КВД или

такая конфигурация характерна и для

kh/μ

=

(2,12Qжbн)/i

-

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

[мкм2см/мПас] (bн – объемный коэф.

Рзаб.нагн>Рразр. В скв., где

нефти).

произошел

прорыв толщины

St = B-lnRк/rc (Rк - радиус контура

кривые вытеснения реагируют и

питания,

rc

–радиус

по

долоту,

изменяются.

Решение проблемы

В=lnRк/rспр,

rспр

= rc*e -St

–

приведен.

может быть:

рад. скв-ы).

-

определение

коэффициента

ηф = Q/ΔP – харак-ет добывные

действующей

толщины

возможности скв-ы при снижении

(КДТ)=Нраб/Нэф;

давления на 1 атм., [м3/сут атм].

- определение Р разрыва по

ηп = Q/(Δpф –Δp(St)) [м3/сут атм].

индикаторным прямым

Δp(St)= 0,87*St *i = потери депрессии

на пласт за счет скин-фактора.

13. Особенности

исследования

Рзаб>Рпл

нагнетательных скважин

Нагнетательные

скважины,

15. Как рассчитать давление

используемые

для

закачки

и

у приема насоса?

вытеснения нефти, воды и газа

Давление

на

приеме насоса

определяет темп, характер и степень

определяется по формуле:

выработки. Комплекс ГДИС, а так же

Рпр.н. = Рур + Н1 · ρсм · 9,8 · 10-

методы

проведения

аналогичны

6,

МПа,

добывающим скважинам.

где

Рур – давление на уровне

Особенности:

жидкости, МПа;

1) Закачка поверхностных холодных

Н1

–

высота

вод отличных от пластовых нарушает

газожидкостной

смеси

в

тепловой режим м/р особенно в ПЗП;

затрубье, м;

2) Значение Рнагн выше Рнач.пласт

ρсм

–

плотность

приводит к образованию в ПЗП скв.

газожидкостной

смеси

в

искусственных зон трещиноватостей;

затрубье, кг/м3.

3) Необходимо

изучение

характера

В

свою

очередь плотность

коллектора

при

различном

давлении

ГЖС вычисляется по формуле:

нагнетании

с

целью

определения

ρсм = (1 – fГ) · ρсрн + ρГстд ·

оптимальног Рнагн при максимальном

fГ · Р · Т0 / (Z · Р0 · Т),

охвате пласта заводнением;

где fГ – доля свободного газа в

4) Учет потерь на трение в стволе

ГЖС, доли;

СКВ, т.к. в большинстве случаев

ρсрн

– плотность затрубной

опреденление Рзаб, а так же снятие

жидкости, берется из кривой

кривых притока производится

по

дифференциального

замерам на устье скв.

разгазирования или принимается

приближенно равной: ρсрн = (ρнпл

14. Как

определить

оптимальное

+ ρнсеп) / 2 ;

давление нагнетания?

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ρГстд – плотность газа в стандартных

18. Комплекс

исследований

условиях, кг/м3;

на

стадии

промышленной

Zср

–

коэффициент

разработки

сверхсжимаемости;

Основная задачи исследований

Р и Т – давление в МПа и

на

стадии

промышленной

температура в К

разработки:

- анализ результатов ГДИС и

16. Как