книги из ГПНТБ / Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов
..pdfД и ф ф е р е н ц и а л ь н ы е методы по точности определений усту пают интегральным [83] ввиду сильного разброса расчетных то чек преобразованной кривой восстановления давления, что з а
трудняет ее |
интерпретацию. |
|
||
Анализ |
[11] |
и |
практика |
[39] обработок кривых восстановле |
ния давления |
в |
скважинах |
показывают, что самыми н а д е ж н ы |
|
ми методами определения фильтрационных параметров коллек
торов П р е д к а р п а т ь я являются упрощенный |
интегральный |
метод |
||||||||||||||||||
У к р Н И Г Р И |
[40], |
теоретические |
основы |
которого |
|
р а з р а б о т а н ы |
||||||||||||||
Э. Б. Чекалюком |
[83] д л я |
однородного |
пласта, |
а |
т а к ж е |
комби |
||||||||||||||
нированный |
метод И. А. Чарного и И. Д . Умрихина [81]. |
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
Упрощенный |
метод |
УкрНИГРИ |
|
|
|
|
|
|
|||||||
Расчетные |
уравнения |
|
по |
данному |
методу имеют |
вид: |
|
|
||||||||||||
а) |
д л я |
нефтяных |
с к в а ж и н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
Qo-%) |
|
= Т ^ л | |
п 7 ^ ; |
|
|
|
|
|
|
<8 ) |
|||
б) |
д л я |
газовых |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
где q(t) |
— з а т у х а ю щ и й |
во |
времени |
t |
приток |
после |
закрытия |
|||||||||||||
скважины в см3 /с; Ap(t) |
и |
А р 2 ( 0 — п р и р а щ е н и я |
забойного |
дав |
||||||||||||||||
ления |
в кгс/см 2 и |
( к г с / с м 2 ) 2 ; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
а = |
0,075 + 0,925с?, |
|
|
|
|
|
|
(10) |
|||||
Ф — значения |
отношения |
|
площадей, |
ограниченных |
кривой |
вос |
||||||||||||||
становления забойного давления и координатами |
Ар(t) |
и |
t д л я |
|||||||||||||||||
любого |
значения |
времени |
t, к |
п л о щ а д я м |
мгновенного |
восста |
||||||||||||||
новления давления д л я того ж е значения |
t. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
Д л я |
определения |
п а р а м е т р о в |
как |
прнскважиниой зоны, т а к |
||||||||||||||||
и удаленной |
|
кривая |
восстановления |
забойного |
давления |
обра |
||||||||||||||
батывается по всей своей протяженности. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
В |
результате |
обработки |
строится |
результирующая |
|
кривая, |
||||||||||||||
по характерным |
уклонам |
i |
которой |
определяется |
|
гидропровод- |
||||||||||||||
ность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
а) |
д л я нефтяных |
скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4-i |
Д-см |
|
|
|
|
|
|
|
( П ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
спз |
|
|
|
|
|
|
|
|||
б) |
д л я |
газовых |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Kk |
|
|
|
Д-см |
|
|
|
|
|
|
|
(12) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
спз |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
41
Тогда |
проницаемость |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Kh |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к=-т~* |
|
Д- |
|
|
|
|
|
0 3 ) |
||||
П а р а м е т р пьезопроводности |
определяется |
по |
величине |
от |
|||||||||||||
резка, отсекаемого прямой |
на оси x = lnt |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
-£- |
= |
е - *, |
с - 1 . |
|
|
|
|
|
|
(14) |
||
Пьезопроводность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
а) |
д л я |
нефтяных |
скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
К |
|
, |
с м 2 с, |
|
|
|
|
(15) |
|
|
|
|
|
|
И- ('"Рж + |
Рс) |
|
|
|
|
|||||||
б) |
для |
газовых |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
У. |
|
1<Рпп, см 2 /с, |
|
|
|
|
|
(16) |
||||
где |
т — пористость |
пласта |
в |
единицах |
объема; |
р \ к — к о э ф ф и |
|||||||||||
циент |
объемной упругости |
нефти в см2 /кг; |
|
|3С — |
коэффициент |
||||||||||||
упругоемкости скелета породы в см2 /кг. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Тогда |
радиус закупорки |
определяется |
по |
формуле |
|
|
|||||||||||
|
tt |
|
|
1? = У*Ы1 |
+ ъ Ь + ...+*А) |
, |
|
(17) |
|||||||||
где |
= el n '', |
t, = еХп'= |
и |
т. |
д. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Коэффициент закупорки |
определяется |
из |
в ы р а ж е н и я |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
Ка={\—^)Ю0%, |
|
|
|
|
|
|
(18) |
|||||
где |
К\ |
и |
К — соответственно |
проницаемости |
прискважинной |
и |
|||||||||||
удаленной |
части пласта. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
В а ж н ы м параметром, х а р а к т е р и з у ю щ и м |
прискважинную |
зо |
|||||||||||||||
ну, является скин-эффект, |
д л я |
определения |
|
которого |
разрабо |
||||||||||||
тано |
несколько |
методов [16, |
38, |
41, |
49, |
64, |
72, 91, |
100]. |
Однако |
||||||||
эти методы не позволяют учитывать притока флюида после за крытия скважины .
Н и ж е приводится |
вывод |
формулы |
скин-эффекта на основа |
||||
нии метода |
У к р Н И Г Р И , сущность определения которого заклю |
||||||
чается в |
следующем. |
|
|
|
|
|
|
Если вокруг скважины существует зона с измененной прони |
|||||||
цаемостью |
К\, р а с п р о с т р а н я ю щ а я с я |
в |
радиусе R, то при работе |
||||
скважины |
или при |
снятии |
кривой |
восстановления забойного |
|||
давления |
в |
системе |
пласт — скважина |
появится |
дополнитель |
||
ный перепад давления . Его величину |
в первом |
приближении |
|||||
можно определить [82] на основании |
формул (2, 3). |
|
|||||
42
В связи |
с тем что распределение пластового |
давления |
выра |
||||||||||||||
ж а е т с я логарифмическим |
законом, |
то |
перепад |
давления |
при |
||||||||||||
ходится в основном на прискважинную зону с радиусом |
R. |
|
|||||||||||||||
Поэтому |
можно |
записать |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q0y. in |
R |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|||
где |
р'пл — давление в |
пласте на |
расстоянии |
|
радиуса |
R |
от |
||||||||||
скважины . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Используя формулу (19) с учетом проницаемости |
призабой- |
||||||||||||||||
ной |
зоны К\ |
и удаленной части пласта Л", дополнительный |
пе |
||||||||||||||
репад давления |
в |
остановленной |
нефтяной |
скважине |
можно |
||||||||||||
представить |
в следующем |
виде: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
An |
= |
— |
|
|
|
- |
— |
= |
V |
0 | J |
- • |
|
i n |
A |
|
(90) |
В формуле (20) |
выражение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(21) |
характеризует скин-эффект пласта 5. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Д л я |
его |
определения используется уравнение (8) упрощен |
|||||||||||||||
ного интегрального |
метода |
У к р Н И Г Р И . |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
В |
случае |
наличия |
зоны |
пласта |
с |
|
измененной |
проницае |
|||||||||
мостью |
полное |
усредненное |
приращение |
забойного |
давления |
||||||||||||
k.p{t) |
будет |
составлять |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
^ ( 0 = [ ^ o W |
+ |
^ ] « - |
|
|
|
|
(22) |
|||||
Следовательно, |
используя |
уравнения |
(8) |
и |
(20), |
кривая |
|||||||||||
восстановления забойного д а в л е н и я может быть охарактеризо вана формулой
Р W 4т77(Л 1 П 7 Г f + 2~/<7i >Ь • {2,6)
Р е ш а я уравнение (23) |
относительно S, |
получим |
в ы р а ж е н и е |
||
величины скин-эффекта д л я |
нефтяных |
скважин |
|
||
с |
2KKh~Kp(t) |
Qu — q{t) |
1 |
. v- - |
, 0 А . |
Аналогичным способом выводятся формулы и д л я газовых с к в а ж и н
Тогда дополнительный перепад давления (его к в а д р а т и ч н а я величина) на преодоление скин-эффекта будет составлять
|
|
|
bP'R |
= TkjT• s. |
|
|
|
(26) |
|
В уравнениях (20), (24), (25) и |
(26) |
гидропроводность —— |
|||||||
определяется по |
конечному |
участку |
|
результирующей |
кривой |
||||
восстановления |
забойного |
давления, |
а |
величины |
Ap(t) |
или |
|||
Ap2(t) |
соответствуют |
точке |
стыка |
участков результирующей |
|||||
кривой, |
о т о б р а ж а ю щ и х |
ухудшенную |
и |
удаленную |
зоны |
пласта; |
|||
— параметр пьезопроводности призабоинои зоны с изменен
ной проницаемостью.
Если скин-эффект и дополнительный перепад давления от рицательные величины, то это указывает на увеличение про
ницаемости в б л и ж а й ш е й зоне скважины, |
т. е. К\Ж, |
и |
наобо |
|||||||
рот, если 5 и Дря положительные, то |
К\<К. |
|
|
|
||||||
В последнем случае следует производить мероприятия по |
||||||||||
интенсификации притоков флюидов . |
|
|
|
|
|
|||||
Комбинированный |
|
метод |
Умрихина |
— |
Парного |
|
|
|||
|
|
и |
его |
модификация |
|
|
|
|
||
Расчетные уравнения |
по данному |
методу: |
|
|
|
|||||
а) д л я нефтяных |
скважин |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(27) |
б) д л я газовых |
скважин |
|
|
|
|
|
|
|
||
Д / г |
(t) |
|
(А |
In |
2,25* |
<К0 |
|
(28) |
||
где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
(29) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р е з у л ь т и р у ю щ а я |
|
кривая |
строится |
в системе |
координат |
|||||
X = |
t|> (t) = |
Q0t(\nt-\)-S(t) |
|
|
|
(30) |
||||
|
|
|
|
t[Qo-q(t)] |
|
|
|
|
||
У = t[Qo-g(t)}' (31)
44
г де
t-\ |
|
|
|
/ = « - 1 |
|
|
||
5 (*) = |
J ^ |
* |
~ Va ( 0 |
(in i f - |
1) + ^ |
Vi (t) |
In |
; (32) |
n — количество |
участков |
кривой |
восстановления |
давления |
на |
|||
отрезке |
времени |
tx—tx-X; |
I — порядковый |
номер |
участка. |
|
||
Этот метод является очень громоздким при расчетах фильт |
||||||||
рационных |
параметров коллектора . |
|
|
|
||||
К а к видно из приведенных формул, при вычислении коорди |
||||||||
нат (х, |
у) |
д л я |
одной точки результирующей кривой требуется |
|||||
произвести разбивку расчетного интервала кривой восстановле
ния |
давления на отрезке времени tx—tx-i |
на несколько |
подын |
||||||||||
тервалов, |
что з а м е д л я е т |
расчеты. |
|
|
|
|
|
||||||
Поэтому д л я изучения состояния прискважинной |
зоны кол |
||||||||||||
лекторов |
нами |
произведено |
некоторое |
видоизменение |
в ы р а ж е |
||||||||
ния |
(30), |
что приведет в свою очередь |
к уменьшению |
объема |
|||||||||
вычислений |
при |
определении |
ординаты |
у. |
|
|
|
||||||
Д л я определения |
параметров удаленной зоны |
пласта, |
когда |
||||||||||
д л я |
этого |
требуется три-четыре расчетные точки результирую |
|||||||||||
щей |
кривой, |
применение |
формулы (32) |
|
является |
целесообраз |
|||||||
ным, |
так |
как второй |
член |
ее |
вносит |
существенные |
поправки |
||||||
в промежутки м е ж д у расчетными точками. В этом случае в вы ражении (32) принимается п>\.
П р и изучении состояния прискважинной зоны коллекторов кривая восстановления давления обрабатывается по всей своей протяженности и накопленный объем V(t) будет учитываться с достаточной степенью точности и при п=\. В этом случае вто рой член формулы (32) превращается в нуль.
Тогда
|
S(t)^V{t){\nM—\)^q{t)t{\x\M—\). |
|
(33) |
|
Подставив (33) |
в (30) и разделив |
числитель и |
знаменатель |
|
на t, |
получим |
|
|
|
|
х = |
< ? 0 ( l n f - l ) - g ( f ) ( l n A f - l ) _ |
^ |
|
Использование |
абсциссы х вида |
(34) ускоряет |
расчеты и |
|
практически отвечает требуемой точности подсчетов. |
|
|||
Гидропроводность и параметр пьезопроводности, высчитыва- |
||||
ются |
по ф о р м у л а м : |
|
|
|
а) |
д л я нефтяных |
с к в а ж и н |
|
|
б) дл я газовых |
|
|
|
|
|
|
1 |
J l £ ^ L ; |
|
(36) |
|
[х |
2~i |
спз |
' |
|
4 ' |
п |
2,25 |
е-*» |
с" |
. |
(37) |
|
1 |
|
1 |
|
|
Кривые восстановления давления обрабатывались вышепри веденными методами с целью проверки достоверности опреде лении фильтрационных параметров .
Отмечается в некоторых случаях отличие физических пара метров пласта по абсолютной величине, однако в большинстве
случаев |
конфигурация результирующей |
кривой |
сохраняется. |
||||||||||||||||
Н и ж е приведен |
пример |
обработки |
|
кривой |
восстановления |
||||||||||||||
давления в газовой скв. 23 Росильнянского |
месторождения . |
|
|||||||||||||||||
Д а н н ы е |
о |
скважине: |
продуктивный |
|
горизонт — манявская |
||||||||||||||
свита, искусственный |
забой |
Н—3102 |
м, |
эксплуатационная |
ко |
||||||||||||||
л о н н а — |
127-мм, |
интервал |
|
перфорации — 3045—3090 |
м, |
эффек |
|||||||||||||
тивная мощность — 35 м, пористость т = 1 0 , 8 % , |
глубина |
спуска |
|||||||||||||||||
63-мм насосно-компрессорных |
труб — 3070 м, глубина |
замера — |
|||||||||||||||||
3070 |
м, |
з а б о й н а я |
температура — 80,5° С, |
забойное давление |
до |
||||||||||||||
остановки |
р 3 = 381 |
кгс/см2 , |
|
устьевое затрубиое |
давление |
до ос |
|||||||||||||
тановки |
р3 т = 306 |
кгс/см2 , |
|
время |
стабилизации |
давления |
|||||||||||||
85 мин, |
установившийся |
дебит |
скважины |
перед |
остановкой |
||||||||||||||
276 тыс. м3 /сут, |
плотность |
|
газа |
по воздуху |
Yb = 0,612, |
вязкость |
|||||||||||||
газа |
р, = 0,012 |
|
спз, |
средний |
коэффициент |
сжимаемости |
газа |
||||||||||||
2 с р = 0,95, объем |
скважины — 36 м 3 . |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Результаты |
|
наблюдений |
|
приводятся |
|
в табл . 7, |
в |
которой |
|||||||||||
т а к ж е приведены |
накопленный |
объем |
V(t) |
и |
затухающий |
во |
|||||||||||||
времени приток |
q{t). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Д л я |
определения |
последних |
вычисляется |
объем скважины по |
|||||||||||||||
формуле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
У с = - ^ Я - У ф . т . |
|
|
|
|
(38) |
|||||||
где |
Уф. т — объем |
металла |
|
фонтанных |
|
труб; D — диаметр |
экс |
||||||||||||
плуатационной |
|
колонны. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Расчет |
притока |
объема |
|
газа |
V(t) |
во |
времени t после оста |
||||||||||||
новки скважины |
производится по формуле |
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
V(t)=Vc-^--±Pi-, |
|
|
|
|
|
|
(39) |
|||||
где |
Арс |
— среднее |
приращение |
давления |
в |
стволе |
скважины |
||||||||||||
в кгс/см2 ; |
Г е р — а б с о л ю т н а я |
средняя |
|
|
температура |
в |
стволе |
||||||||||||
скважины |
в °К; Ро и Т0 — абсолютные |
давления и температура |
|||||||||||||||||
в нормальных |
условиях. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
46
З а т у х а ю щ и й |
во времени |
t |
приток |
q(t) определяется по |
||
формуле |
|
|
|
|
|
|
|
q{t) |
= |
V(t) |
с м 3 |
с. |
(40) |
Н а основании |
табл . 7 |
определяются |
координаты |
расчетных |
||
точек результирующей кривой, которые приводятся в табл . 8. Результирующие кривые (рис. 3, а и б) представлены тремя участками, характеризующими зоны пласта с различными
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
int |
|
|
|
|
|
Рис. 3. Результирующая хрпвал восстановления давле |
|
|||||||||||||
|
|
|
ния в скв. |
23 |
Росильнянской |
площади |
для |
определения |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
параметров |
пласта. |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
а — рассчитанная |
по методу У к р Н И Г Р И ; |
б — по |
методу |
Умрн- |
|
|||||||||
|
|
|
хина-Чарного. |
Участки, характеризующие |
зоны: / — раскупорки; |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
/ / — закупсркн; |
/ / / — удаленную . |
|
|
|
|
|
||||
фильтрационными |
п а р а м е т р а м и , |
величины |
которых |
приведены |
|||||||||||||
в |
табл . |
9. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
R = |
|
|
К а к |
видно |
из |
табл . 9, коллектор закупорен |
в |
радиусе |
|||||||||||
= |
14 |
м. |
С а м а я б л и ж а й ш а я от |
скважины |
зона / |
в |
радиусе |
Ri — |
|||||||||
= 9,5 |
м |
закупорена |
меньше, чем |
более |
у д а л е н н а я |
/ / . |
Это |
свя |
|||||||||
зано, |
по-видимому, |
с |
частичной |
очисткой |
прискважииной |
зоны |
|||||||||||
в процессе |
пробной |
эксплуатации . |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
В |
связи |
с |
тем |
что метод У к р Н И Г Р И |
является |
одним из са |
||||||||||
мых |
точных |
при |
определении |
фильтрационных |
характеристик |
||||||||||||
д л я коллекторов с медленным восстановлением давления, все параметры, х а р а к т е р и з у ю щ и е прискважинную зону, определя лись с его помощью .
Д л я изучения состояния прискважииной зоны продуктивных горизонтов использованы промысловые данные исследования разведочных скважин площадей Внешней н Внутренней зон Предкарпатского прогиба.
47
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
7 |
||
|
Результаты |
замеров восстановления давления |
после |
закрытия |
|
||||||||
|
|
|
|
скв. 23 Росильная 17.IX 1969 г. |
|
|
|
|
|
|
|||
г. с |
|
Рзт |
Рз- |
P V 1 0 3 - |
|
|
|
V (/)•10°, |
ч (0-WS |
||||
|
кгс/см2 |
кгс/см3 |
(кгс/сма )а |
(КГС/СМа )а |
игс/см" |
|
см 3 |
|
см3 /с |
|
|||
|
0 |
|
306,0 |
381,0 |
145,16 |
0 |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
60 |
|
315,5 |
386,5 |
149,38 |
4,22 |
7,5 |
|
258,4 |
|
4,31 |
|
|
120 |
|
316,7 |
389,0 |
151,32 |
6,16 |
9,35 |
|
322,4 |
|
2,687 |
|
||
180 |
|
317,5 |
390,3 |
152,26 |
7,10 |
10,4 |
|
358,7 |
|
1,993 |
|
||
240 |
|
317,8 |
391,1 |
152,96 |
7,80 |
10,95 |
|
377,9 |
|
1,575 |
|
||
300 |
|
318,0 |
391,7 |
153,43 |
8,27 |
11,35 |
|
392 |
|
1,307 |
|
||
360 |
|
318,2 |
392,1 |
153,74 |
8,58 |
11,65 |
|
402 |
|
1,117 |
|
||
420 |
|
318,3 |
392,35 |
153,96 |
8,80 |
11,76 |
|
406 |
|
0,968 |
|
||
480 |
|
318,4 |
392,6 |
154,14 |
8,98 |
12,0 |
|
414 |
|
0,862 |
|
||
540 |
• |
318,5 |
392,75 |
154,25 |
9,09 |
12,12 |
|
418 |
|
0,775 |
|
||
600 |
|
318,6 |
392,9 |
154,37 |
9,21 |
12,25 |
|
422 |
|
0,703 |
|
||
720 |
|
— |
392,92 |
154,39 |
9,23 |
12,35 |
|
426 |
|
0,5925 |
|
||
900 |
|
— |
392,95 |
154,42 |
9,26 |
12,46 |
|
430 |
|
0,478 |
|
||
1200 |
|
319,1 |
393,0 |
154,45 |
9,29 |
' 12,55 |
|
433 |
|
0,36 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
8 |
||
Координаты |
расчетных точек |
результирующих кривых |
(по скв. 23 |
Росильная) |
|||||||||
|
Метод УкрНИГРМ |
|
Метод Умрнхнна — Черного |
|
|
|
|||||||
|
|
Координаты |
|
|
|
Координаты |
|
|
|
|
|
||
x — int |
|
|
|
С?0 (In / — 1) — v (О (In Д/ — 1) |
.. |
. |
<>/</) |
, |
|||||
|
|
|
|
Qo-4U) |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4,09 |
|
6,88 |
|
3,095 |
|
|
|
|
5,72 |
|
|||
4,78 |
|
7,52 |
|
4,13 |
|
|
|
|
6,88 |
|
|||
5,19 |
|
8,12 |
|
4,55 |
|
|
|
|
7,74 |
|
|||
5,47 |
|
8,67 |
|
4,81 |
|
|
|
|
8,32 |
|
|||
5,69 |
|
9,17 |
|
5,0 |
|
|
|
|
8,8 |
|
|
||
5,88 |
|
9,60 |
|
5,18 |
|
|
|
|
9,17 |
|
|||
6,04 |
|
9,84 |
|
5,3 |
|
|
|
|
9,45 |
|
|||
6,17 |
|
10,09 |
|
5,425 |
|
|
|
|
9,78 |
|
|||
«,28 |
|
10,24 |
|
5,595 |
|
|
|
|
10,10 |
|
|||
6,38 |
|
10,35 |
|
5,69 |
|
|
|
|
10,24 |
|
|||
6,49 |
|
10,52 |
|
5,90 |
|
|
|
|
10,39 |
|
|||
6,57 |
|
10,60 |
|
6,03 |
|
|
|
|
10,54 |
|
|||
6,79 |
|
10,70 |
|
6,13 |
|
|
|
|
10,65 |
|
|||
7,08 |
|
10,85 |
|
6,215 |
|
|
|
|
10,78 |
|
|||
|
В результате а н а л и з а гидродинамических исследований ус |
||||||||||||
тановлено, что скин-эффект и дополнительный |
перепад |
давле |
|||||||||||
ния |
на |
его преодоление |
в ы р а ж а ю т с я положительными |
числа |
|||||||||
ми, |
что свидетельствует |
об имеющих место процессах закупор |
|||||||||||
ки пластов. Величина скин-эффекта меняется |
от 0,3 до 43, а на |
||||||||||||
его преодоление |
затрачивается |
от 4,1 до 53% |
депрессии. |
|
|
||||||||
Т а б л и ц а 9
Физические параметры пласта (по скв. 23 Росильная)
Показатели раскупt репная
|
|
Kit |
Д-см |
. |
1910 |
|
Гидропроводыость —— , |
с |
п з |
||||
Параметр |
пьезопроводиости |
|
||||
7. |
|
|
|
|
|
25 |
|
|
|
|
|
|
|
Проницаемость, мД |
|
|
|
6,55 |
||
Пиезопроводность |
•/., см-,с |
|
. . |
19S0 |
||
Коэффициент |
закупорки |
/\ 3 . . . |
41 |
|||
Радиус закупорки |
R, м |
|
|
|
9,5 |
|
Скии-эффект |
5 |
|
|
|
|
|
Дополнительный |
перепад |
давле |
— |
|||
ния &p-R, (кгс/см2 )2 |
|
|
|
|||
Методы определения параметров УкрНИГРИ Умрихпна — Парного
Зоны коллектора
|
= |
A 1 - |
п а. |
>,= |
о к |
раскут репная |
|||
с га |
£ 5; |
|
с 2 |
|
5? = |
|
|
- |
г-{ - |
|
|
|
|
га ;= |
|
|
| |
|
|
797 |
3240 |
1510 |
720 |
1390 |
0,247 |
3,55-1 OS |
4,75 |
0,15 |
10,4 |
2,73 |
11,1 |
5,17 |
2,47 |
4,76 |
830 |
3270 |
1210 |
577 |
1100 |
75 |
|
|
48 |
|
14,0 |
|
6,75 |
11,0 |
|
39,0 |
|
|
|
|
12 500 |
— |
— — — |
||
Р а д и у с закупорки имеет тенденцию к увеличению в менее пористых и менее проницаемых коллекторах, а т а к ж е с повы шением репрессии на пласт при бурении и перфорации . Величи на его изменяется от 3,2 до 28,6.
Коэффициент закупорки изменяется |
в |
широких пределах от |
35 до 92% с тенденцией к возрастанию |
в |
более пористых кол |
лекторах . |
|
|
4 Зак. 498
Г л а в а I I I
ЭК С П Е Р И М Е Н Т А Л Ь Н Ы Е И С С Л Е Д О В А Н И Я
ВОБЛАСТИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ
Комплекс лабораторных исследований включал изучение ха рактера и степени закупорки пластов-коллекторов в процессе бурения скважин, а т а к ж е изменения фильтрационных свойств пород под воздействием кислотных растворов.
О б щ а я |
степень изменения |
фильтрационных |
свойств опреде |
|
л я л а с ь по |
сопоставлению проницаемости пород |
до |
и после воз |
|
действия |
растворов химических реагентов. |
Р о л ь набухания |
||
глинистых |
минералов в общем процессе закупорки |
оценивалась |
||
путем изучения набухаемости |
измельченной породы. |
|||
Методические основы лабораторных работ по рассматривае мой проблеме находятся в стадии опытной разработки, отдель ные виды исследований позаимствованы из других областей и, естественно, потребовали совершенствования. Необходимость приближения экспериментов к условиям, сходным с пластовы ми, обусловила модернизацию имеющейся и создание новой ап паратуры .
При изучении закупорки коллекторов растворами химиче ских реагентов необходимо предварительно создавать в иссле
дуемых о б р а з ц а х |
остаточную водонасыщенность. |
Потребовалось |
||
исследовать |
условия имитации остаточного водонасыщения при |
|||
вытеснении |
воды |
газом или керосином, исключающие извлече |
||
ние образцов из кернодержателя . |
Возникла т а к ж е потребность |
|||
создать установку |
для изучения |
набухаемости |
глинопорошков |
|
в условиях высоких давлений и температур . Более того, в из
вестной методике А. Н. Ярова |
и |
К. Ф. Ж и г а ч а по |
определению |
||
набухаемости |
не исключается |
влияние |
процесса |
капиллярной |
|
пропитки, и |
выяснение данного |
вопроса |
потребовало дополни |
||
тельных исследований. Наконец, был разработан более совер
шенный фильтрационный способ |
определения набухаемости и |
ее роли в снижении проницаемости |
коллекторов. |
50