книги из ГПНТБ / Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях

Уклон кривой в результате этого не изменяется, а следовательно, подсчитанные по кривой параметры пласта (kh/\i, к, к) останутся неискаженными. Величина же отрезка В, отсекаемого асимптотой на оси Ар, окажется существенно завышенной, что в дальнейших расчетах вызовет значительное занижение приведенного радиуса скважины. Поэтому всегда при записи кривых восстановления давления следует пользоваться такими методами регистрации дав­ ления, которые позволяют исключить гидравлические потери.

Продолжительность остановки нагнетательной скважины для записи кривой восстановления давления определяется целевым назначением исследования. Если кривая восстановления давления

Рис. 65. График для" определения необходи­ мой продолжительности исследования сква­ жины.

снимается для изучения состояния призабойной зоны, то продолжи­ тельность исследования может быть невелика. При необходимости определения параметров удаленной от скважины зоны пласта и замера динамического пластового давления продолжительность наблюдения за изменением забойного давления может быть приближенно уста­ новлена в зависимости от пьезопроводности пласта % и расстояния между скважинами по кривым, приведенным на рис. 65. Радиус условного контура влияния скважины RK обычно принимают равным половине расстояния между скважинами в ряду.

Из теоретического обоснования исследования скважин методом восстановления давления [159 ] следует, что для нагнетательной скважины, расположенной в однородном пласте и остающейся в процессе исследования заполненной закачиваемой водой, кривая

160

пласта, а занимаемое положение относительно оси Ар — гидродина­ мическим совершенством скважины (rc п р , S), причем приведенный радиус скважины и показатель скин-эффекта S характеризуют

одновременно и степень сообщаемости скважины с пластом (гидро­ динамическое совершенство скважины), и параметры призабойной зоны пласта. При изменении гидродинамического совершенства скважины или параметров призабойной зоны пласта конечный прямолинейный участок кривой перемещается вдоль оси Ар парал­ лельно самому себе.

Опыт показывает, что в действительности линии восстановления давления нагнетательных скважин, построенные в координатах

Ар, ѵгс/см г

Z

50

h l

ZS

lye

Рис. 66. Кривая восстановления (падения) давле­ ния в законтурной нагнетательной скважине 503 Бавлинского месторождения после ее остановки.

Ар—lg t, обычно не являются прямыми. Поэтому можно утверждать,

что изгибы отражают неоднородность зон пласта, окружающих исследуемую скважину. На фактических кривых восстановления давления обычно четко выделяются (рис. 66) два прямолинейных участка, первый из которых (1) характеризует призабойную зону, а второй (2) — удаленную зону пласта.

С помощью формулы (50) можно отдельно обработать каждый участок кривой восстановления давления и дифференцированно опре­ делить параметры призабойной и удаленной зон пласта.

Пример. На рис. 66 показана фактическая кривая восстановления давления после прекращения закачки воды в нагнетательную скважину 503 Бавлинского нефтяного месторождения, построенная по данным, приведенным в табл. 39. Приемистость скважины перед остановкой была Q = 520 м3 /сут, вязкость зака­ чиваемой воды и = 1 спз, коэффициент упругости воды ß B = 5 - Ю - 5 1/(кгс/см2 ), мощность заводняемого пласта h = 11 м, пористость пласта m = 0,2, коэффициент упругости пласта ß n = 1-Ю"5 1/(кгс/см2 ).

Т а б л и ц а 39

тогда

где Хі — пьезопроводность первой зоны; t — время, соответствующее пересечению прямолинейных участков кривой восстановления давления (для скв. 503 / = 370 с); Wi, W2 — гидропроводность соответственно первой и второй зон:

Находим радиус первой (призабойной) зоны скв. 503

151,8

Аналогично вычисляют радиус удаленной зоны.

Кривые Ар—lg t, снятые через определенные промежутки вре­ мени при одном и том же расходе для нагнетательной скв. 1171 Туймазинского месторождения [117], приведены на рис. 67. Обрабаты­ вались оба участка (1 и 2) каждой кривой восстановления давления.

в процессе эксплуатации нагнетательной скважины остается посто­ янным. Вместе с тем участок 2 каждой последующей кривой ока­ зывается смещенным вверх вдоль оси Ар. Следовательно, при неиз­ менном коэффициенте проницаемости удаленной зоны пласта коэф­ фициент приемистости скважины уменьшается во времени вследствие ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта.

Обработка первых прямолинейных участков (1', 1", 1"') каждой кривой позволяет проследить во времени изменение проницаемости призабойной зоны пласта кѵ Это дает возможность вскрыть основ­ ные причины снижения приемистости нагнетательной скважины и наметить мероприятия по ее восстановлению.

Например, по данным исследования проницаемость призабойной зоны пласта составляла кх = 0,066 д, т. е. была ниже проницае­ мости удаленной зоны в 10 раз (к2 = 0,660-д). Через 1,5 месяца проницаемость в этой зоне снизилась до 0,041 д (в 1,6 раза), а через 6 месяцев — 0,031 д, т. е. стала в 2,13 раза ниже, чем при первом исследовании.

Приведенный радиус скважины за период между первым и вто­ рым исследованиями уменьшился незначительно (с 290 до 284 см). Следовательно, в этот период коэффициент приемистости сква­ жины снизился исключительно за счет ухудшения проницаемости

Исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления широко применяются для оценки эффективности различ­ ных методов искусственного воздействия на пласт, применяемых с целью восстановления, поддержания и увеличения поглотительной способности скважины.

Перед осуществлением того или иного мероприятия при опре­ деленном фиксированном расходе останавливают скважину и тща­ тельно записывают кривую восстановления (падения) забойного давления. После проведения мероприятия (промывка, излив, гидро­ свабирование, гидравлический разрыв пласта и т. п.) возобновляют закачку воды.

Спустя некоторое время скважину выводят на режим, по расходу точно соответствующий приемистости скважины перед обработкой,

164

и при таком значении расхода прекращают закачку для снятия кривой восстановления давления.

На основе сопоставления уклонов соответствующих участков кривых и их положения в координатных осях Ар—lg t проводят количественную оценку изменения проницаемости пласта, гидро­ динамического совершенства и коэффициента приемистости нагне­ тательной скважины, достигнутого в результате проведенной работы.

Многочисленными исследованиями установлено [105, 117], что высокая и устойчивая приемистость нагнетательных скважин в основ­ ном обусловлена развитой системой «дышащих» трещин в призабой­ ной зоне пласта (трещин, расширяющихся при возрастании давле­ ния и смыкающихся при снижении давления). При наличии в пласте таких трещин нельзя исследовать нагнетательные скважины по кривым восстановления давления, записанным после частичного уменьшения или увеличения расхода воды. Кривую восстановления давления в этом случае можно интерпретировать лишь при условии, если она записана после полного прекращения закачки воды. Кроме того, надо иметь в виду, что значения искомых параметров полу­ чаются различными, если они подсчитаны (при прочих равных условиях) по кривым, записанным после остановки скважины с раз­ личных режимов (расходов). Данные о зависимости параметров

165

Ромашкинского месторождения с различных режимов закачки, приведены в табл. 40.

Из табл. 40 видно, что чем выше расход воды и давление перед

По кривым восстановления давления можно исследовать нагне­

3.ИССЛЕДОВАНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

СПОМОЩЬЮ Г Л У Б И Н Н Ы Х РАСХОДОМЕРОВ

При одновременной закачке в несколько разрабатываемых пластов в нагнетательных скважинах требуется систематический тщательный контроль за интенсивностью заводнения каждого из них. Этот вопрос не был бы таким актуальным, если бы заводняемые пласты были одинаковы по проницаемости, непрерывны в площадном распростра­ нении и в равной степени освоены под закачку воды. Детальное изучение геологического строения разрабатываемых пластов неф­ тяных месторождений показывает, что распространение пластов по площади представляет собой, как правило, очень пеструю кар­ тину, а коллекторские свойства одного и того же пласта изменяются от скважины к скважине в широком диапазоне.

Кроме того, большинству пластов присуща значительная неод­ нородность по мощности. Естественно, только после установления интенсивности водопоглощения каждого пласта и пропластка можно намечать и осуществлять те или иные геолого-технические меро­ приятия, обеспечивающие более равномерное продвижение фронта закачиваемой воды по всему продуктивному разрезу и добиться наибольшей конечной нефтеотдачи.

Основным источником получения достоверных данных об интен­ сивности водопоглощения пластов являются специальные исследо­ вания скважин: радиометрическое, термометрическое и с исполь­ зованием глубинных расходомеров.

Для исследования профиля приемистости нагнетательных сква­ жин методом радиометрии проводят контрольный гамма-каротаж по всему стволу скважины с целью определения естественной радио­ активности пород разреза от устья до забоя. Затем в скважину закачивают некоторое количество радиоактивной воды. После продавки этой порции в заводняемые пласты проводят повторно гаммакаротаж. Полученную диаграмму сравнивают с контрольной. Интер­ валы поглощения закачанной радиоактивной жидкости характери­ зуются аномально высокими значениями кривой гамма-каротажа.

Данный метод дает возможность проверить и герметичность обсадной колонны. Наибольшее распространение для исследования

166

нагнетательных скважин получили радиоактивные изотопы кобальта Со6 0 , циркония Zr9 5 , цинка Zn 6 6 и железа Fe6 9 .

К настоящему времени многие действующие нагнетательные скважины (обычно после перфорирования новых пластов, проведе­ ния гидравлического разрыва и других мероприятий) подвергались

необходимо строго соблюдать требования сантехники, а стоимость одной операции довольно высока.

При определении водопоглощающих пластов в нагнетательных скважинах с помощью часто применяемого метода термокаротажа также получают только качественную оценку — какие пласты при­ нимают воду и какие не принимают (при этом методе водопоглощающие пласты отмечают на термограмме по понижению температуры на^фоне эталонной кривой).

Большую помощь в контроле за формированием и продвижением фронта закачиваемой воды по каждому пласту и пропластку ока­ зывают исследования нагнетательных скважин с применением глу­ бинных расходомеров. Этот метод дает возможность наиболее точно

Исследованиями с помощью глубинных расходомеров в нагнета­ тельных скважинах на различных установившихся режимах закачки воды установлен характер зависимости величины поглощающей способности участков пласта от давления нагнетания, что имеет большое значение для теории и практики поддержания пластового давления. Чем выше, давление нагнетания, тем больше эффективная (поглощающая) мощность пласта. В табл. 41 в качестве примера приведены результаты исследований с помощью глубинных дистан­ ционных расходомеров некоторых нагнетательных скважин Ромаш­ кинского месторождения.

167

*Алевролит.

**Песчаник.

Исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных расходомеров получили широкое распространение и являются важ­ ным звеном в системе контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.

Обобщенные ТатНИПИнефть результаты исследования глубин­

Приведенные данные свидетельствуют о том, насколько необхо­ димы и важны работы по увеличению интервалов приемистости и выравниванию профилей водопоглощения по всей мощности пласта.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГ О Р Е Ж И М А ЗАВОДНЯЕМЫ Х ПЛАСТОВ

Температурный режим пласта в процессе заводнения

Большой практический интерес в вопросах разработки нефтя­ ного месторождения с широким применением законтурного и в осо­ бенности внутриконтурного заводнения представляет изучение зако­ номерностей изменения температуры как в действующих и оста­ новленных нагнетательных скважинах, так и в пласте [52, 57]. Нагнетание больших объемов поверхностной воды, температура которой в зимнее время значительно отличается от температуры нефтяной залежи, понижает температуру в пласте. Температура воды на входе в нефтяной пласт в значительной степени определяет тепловое состояние последнего. С понижением температуры уве­ личивается вязкость нефти, повышаются показатели ее структурномеханических свойств. Понижение температуры может привести к выпадению парафина, солей: хлоридов кальция и натрия [42] или углекислых солей [23, 134] в пористой среде, что вызовет резкое увеличение фильтрационного сопротивления ив конечном счете снизит

169