Doslidjenya2

коефіцієнта а

229

Рисунок 12.7 – Графічна залежність Н від Р для вапняків та доломітів при різних значеннях коефіцієнта а

Різні значення коефіцієнта а на вище зображених рисунках відповідають значенню, яке можна знайти

де а0 - коефіцієнт розчинності газу в нафті. При цьому

передбачається, що цей коефіцієнт відповідає закону Генрі.

4. Вираховують величину функції Християновича для всіх значень вибійного та пластового тисків:

Графіки, які зображені на рисунках 12.6 та 12.7 не є універсальними і їх використання для окремих конкретних нафтових родовищ можуть викликати значні похибки.

230

Як підсумок зазначимо, що більш точно різницю функції Християновича можемо розрахувати за формулою:

(12.22)

де Q1 - дебіт свердловини при вибійному тиску, значення якого є більшим за тиск насичення нафти газом;

Pн та Pн - відповідно в’язкість та об’ємний

коефіцієнт нафти при тиску, рівному тиску насичення нафти газом.

Слід відзначити, що формула (12.22) може застосовуватись лише в тому випадку, коли в результаті досліджень вибійний тиск стає меншим за тиск насичення нафти газом.

12.5 Аналіз обробки результатів дослідження нафтових свердловин при наявності кількох об’єктів експлуатації

В більшості випадків видобуток нафти із кількох продуктивних пропластків або горизонтів здійснюється в даний час за схемою одночасної і

231

сумісної їх розробки, тобто всі об'єкти розробки об'єднані загальною перфорацією нафтонасичених пластів в єдину видобувну систему. З точки зору регулювання процесу розробки та її оптимізації така сумісна розробка для окремих продуктивних горизонтів є недоцільною, оскільки не дозволяє регулювати відбори рідини та газу.

Але, з іншої сторони, зона є найбільш економічно вигідною і не вимагає застосування складних свердловинних конструкцій роздільної експлуатації продуктивних горизонтів, тому і застосовується досить широко. Відповідно, велике значення мас якісне проведення гідродинамічних методів дослідження, характеру припливу нафти до свердловини із різних горизонтів та встановлення, на їх основі, оптимальних режимів експлуатації свердловини.

Окремі продуктивні горизонти характеризуються переважно різною геологічною будовою (товщина продуктивного пласта, пористість та його проникність, характер непроникних пропластків, ступінь ізольованості їх та величина пластового тиску).

Якщо пластові тиски окремих пропластків приблизно однакові, тоді в результаті обробки результатів дослідження свердловин при усталених режимах їх роботи в координатах

отримують лінії, які при збереженні лінійного закону

232

фільтрації і їх апроксимації до осі Р сходяться в одній точці і визначають величину пластового тиску Pпл

(див. рис. 12.8, а).

Рисунок 12.8 – Залежність дебіту свердловини від величини вибійного тиску при: а) однаковому значенні пластового тиску в різних продуктивних

горизонтах; б) при різних значеннях пластового тиску

Лінії 2 і 3 (див. рис. 12.8, а) відносяться до нижнього та верхнього горизонтів, а лінія 1 є сумуючим значенням дебіту всіх продуктивних

233

пропластків. Вимір дебіту рідини з окремих горизонтів можна здійснювати з використанням глибинних дебітомірів.

Перебудова лінії 1 в координатах Q f P дає

можливість отримати загальну індикаторну лінію та коефіцієнт продуктивності, що дорівнює сумі таких коефіцієнтів всіх одночасно працюючих продуктивних горизонтів.

Якщо пластові тиски окремих гідродинамічно ізольованих продуктивних пластів не є однаковими, тоді в процесі експлуатації свердловин і при різних значеннях вибійного тиску можуть відбуватись перетоки нафти із горизонтів з більш високим пластовим тиском в інші, що мають менший пластовий тиск.

Результати дослідження свердловин в цьому

припливу рідини із окремих горизонтів до осі Q дає можливість визначити їх потенційну продуктивність. Одночасно продовження цих ліній до тиску, рівного пластовому (зупинка свердловини), дозволяє визначити величину перетоків рідини Q із пластів з вищим пластовим тиском (лінія 2) в пласт з меншим тиском (лінія 3). Із рисунка (12.8, б) також випливає, що існування міжпластових перетоків можливе в діапазоні зміни вибійного тиску від Рп до якогось

значення Р1 ), нижче якого починається приплив до

234

свердловини рідини із горизонту з меншим пластовим тиском і стають неможливі міжпластові перетоки.

Як і в попередньому випадку, сумарна лінія 1 одночасної роботи двох або більше продуктивних горизонтів дає можливість визначити загальний коефіцієнт продуктивності К п . Відхилення від

лінійного закону фільтрації значно ускладнює обробку результатів таких досліджень.

Контрольні питання до лекції 12

1 Поясніть, в чому полягає дослідження свердловин при усталених режимах фільтрації?

2 Що таке індикаторна діаграма?

3 В чому полягає суть гідродинамічних досліджень, які базуються на основі методу визначення характеру або величини припливу рідини до свердловини при різних усталених режимах її роботи? Як проводиться обробка результатів таких досліджень?

4 Що являє собою коефіцієнт продуктивності свердловини К п ? Як його визначають у випадку

отримання прямих індикаторних ліній?

5 Що являє собою коефіцієнт п’єзопровідності і за якою залежністю його визначають?

6 Що розуміють під радіусом контуру живлення Rк.ж свердловини? Як його визначають?

235

7 Що розуміють під зведеним радіусом свердловини? Як його визначають?

8 При збереженні яких умов можуть бути отримані прямі індикаторні лінії припливу рідини до видобувних свердловин?

9 Назвіть основні причини відхилень індикаторних ліній від лінійної їх форми?

10 Проаналізуйте обробку результатів дослідження нафтових свердловин при порушенні лінійного закону фільтрації на основі універсальної двочленної формули нелінійної фільтрації.

11 Проаналізуйте обробку результатів дослідження нафтових свердловин при порушенні лінійного закону фільтрації на основі степеневої формули нелінійної фільтрації.

12 Проаналізйте обробку результатів дослідження нафтових свердловин при усталеній фільтрації газованої рідини?

13 Що таке функція Християновича? Як її визначають?

14 Проаналізуйте обробку результатів дослідження нафтових свердловин при наявності кількох об’єктів експлуатації?

236

ЛЕКЦІЯ 13 АНАЛІЗ ДОСЛІДЖЕННЯ СВЕРДЛОВИН ПРИ

НЕУСТАЛЕНИХ РЕЖИМАХ ЇХ РОБОТИ

13.1 Характеристика методу та обробка результатів дослідження при відсутності припливу рідини після зупинки роботи свердловин

Розглянутий раніше метод дослідження нафтових і газових свердловин при усталених режимах їх роботи хоча і є основним, проте він не позбавлений і певних недоліків. В першу чергу це пояснюється тим, що він базується на допущенні існування на кожному новому режимі дослідження чітко усталеної фільтрації, що не завжди відповідає дійсності. Крім того, для правильного визначення, наприклад, коефіцієнта проникності потрібно мати достовірну інформацію про такі параметри, як радіус контуру живлення пласта, фактичний та зведений радіуси свердловин. Похибка у визначенні цих параметрів може бути значною і це впливає на точність отриманих результатів досліджень.

На їх точність також істотно впливає і стан привибійної зони пласта (ПЗП). Вважається, по гідродинамічні методи дослідження видобувних свердловин при усталених режимах їх роботи визначаюсь фільтраційні властивості відносно невеликої привибійної зони пласта.

237

Гідродинамічні методи дослідження продуктивних пластів та свердловин ґрунтуються на теорії неусталеної, пружної фільтрації нафти і газу, є більш універсальними і позбавлені деяких, зазначених вище, недоліків, властивих попередньому методу досліджень продуктивних пластів.

Метод відновлення вибійного тиску полягає у тому, що видобувну свердловину, яка тривалий час працювала з постійним дебітом, зупиняють, тобто припиняють відбір рідини і вимірюють та записують на протязі певного часу величину вибійного тиску за допомогою попередньо спущеного на її вибій особливо чутливого глибинного манометра. Ясно, що прямий запис зміни вибійного тиску можна без особливих труднощів здійснити у фонтанних або газліфтних свердловинах. У насосних свердловинах це здійснити значно складніше тому, що вимір вибійного тиску часто замінюється визначенням динамічного рівня рідини у затрубному просторі та наступним аналітичним розрахунком величини його значення.

Характер запису глибинного манометра в процесі проведення таких досліджень завжди мас вигляд, аналогічний наведеному на рисунку 13.1, а.

238