Doslidjenya

коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловини необхідно ввести ще й коефіцієнт (скін-ефект перфорації), який враховує додаткові фільтраційні опори в привибійній зоні навколо перфораційних каналів. Якщо скін-ефект може бути визначенийзадопомогою, наприклад, геофізичнихдослідженьв свердловині за параметрами зон погіршеної проникності, то

визначити скін-ефект Sп за промисловими даними не

вдається.

Для оцінки якості гідродинамічного зв'язку свердловини з пластом за допомогою перфораційних каналів, отриманих в різнихумовах, введенопоняттякоефіцієнтадосконалостіканалу

Kc , під яким розуміється відношення витрат рідини через

перфоровану в реальних умовах ціль до витрати рідини через ідеальний канал цих же розмірів.

Рисунок 11.9 – Залежність коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловини від довжини чистих циліндричних каналів перфорації

203

Рисунок 11.9 ілюструє залежність коефіцієнта досконалості свердловини від глибини перфораційних каналів при наявності навколо свердловини зони проникнення товщиною 100 мм з погіршеною проникністю до 20 разів. При довжині каналів, менших від глибини зони проникнення фільтрату, коефіцієнт досконалості має дуже малі значення, при виході каналів перфорації за межі зони проникнення коефіцієнт досконалостірізкозростає. Дійсно, для однієї і тієї жщільності перфорації 13 отв/м і при зниженні проникності породи в зоні проникнення фільтрації в 20 разів, коефіцієнт досконалості дорівнює0,15; 0,20 і0,73 придовжинахперфораційнихканалів відповідно 50, 85 та 125 мм. Таким чином, для досягнення продуктивності свердловини, близької до потенційної, необхідно, щоб довжина каналів перфорації хоча би в 1,5 разів була більшою товщини зони проникнення навколо свердловини. Позаяк радіус зони проникнення звичайно перевищує 0,5 метра, а довжина каналів найбільш потужних кумулятивних перфораторів не перевищує 200 – 300 мм, то виконати вказані умови на даному рівні розвитку кумулятивної перфорації не вдається.

Залежність коефіцієнта досконалості від параметрів зони проникнення , яка утворюється навколо свердловини під час буріння, при довжині каналів перфорації 200 мм є близькі до одиниці при товщині зони проникнення в2 – 3 рази меншої від довжини каналів перфорації.

Підсумовуючи вище сказане, відзначимо, що формула дебітуреальноїсвердловини, якапробуренананафтовийпласт і яка має всі види гідродинамічної недосконалості, приймає такий вигляд:

204

Додаткові фільтраційні опори при цьому дорівнюють:

Для розрахунків припливу рідини або часу до системи взаємодіючих недосконалих свердловин важливе значення має поняття приведеного радіуса. Це радіус такої умовної свердловини, дебіт якої при решті рівних умовах дорівнює дебіту реальної гідродинамічної недосконалої свердловини.

Виходячи з цього, формулу (11.13) можна записати в такому вигляді:

Звідсивираздляоцінкиприведеногорадіусасвердловини має такий вигляд:

Коефіцієнт гідродинамічної досконалості свердловини може бути виражений такою залежністю:

205

Втой же мас зміна проникності породи в привибійній зоніі геометрія вибою свердловини з гідродинамічної точки зору мають дуже складну картину і не піддаються точному математичному опису. Дійсно, в реальній свердловині в промислових умовах технологи не знають, для прикладу, яких розмірів і форми отримано перфораційні каналіи, яка ступінь зміни проникності порід навколо перфораційних каналів, тощо. Технологи теж не мають досконалої інформації і про інші параметри, за якими визначаються величини додаткових фільтраційних опорів. Тому визначити ступінь гідродинамічної досконалості свердловини за формулою (11.16) звичайно є неможливим, так як невідомі точні значення безрозмірних коефіцієнтів, які враховують додаткові фільтраційні опори.

Втой же час, базуючись на гідродинамічних методах дослідження свердловин, можна отримати формулу для визначення коефіцієнта гідродинамічної досконалості, якщо в формулу дебіту реальної свердловини ввести коефіцієнт

гідропровідності kh / . Тоді

бачимо, що сума додаткових фільтраційних опорів може бути виражена через відомі гідродинамічні параметри – коефіцієнти

206

гідропровідності і продуктивності свердловини. Підставляючи (11.18) в (11.17) отримаємо таку формулу

для визначення гідродинамічної досконалості свердловини:

Вотриманій формулі величина продуктивності ф

визначається за результатами досліджень свердловини при усталених режимах її роботи, тобто за індикаторною діаграмою (ІД). Величина коефіцієнта гідропровідності пластавизначається за кутом нахилу прямолінійної ділянки кривої відновлення тиску (КВТ), побудованої в напівлогарифмічних координатах P lnt . 3 теоретичних основ газогідродинамічних досліджень на усталених і неусталених режимах роботи витікає, що коефіцієнт продуктивності, визначений з ІД, характеризує всю зону дренування - від контура живлення до стінки свердловини, а коефіцієнт гідропровідності, визначений з КВТ, характеризує так звану віддалену від свердловини зону пласта з природніми фільтраційними властивостями.

Цей кінцевий висновок дозволяє нам інтегрально оцінити залежність зміни продуктивності свердловини від суми факторів в процесі її побудови. На основі цих даних слід проектувати і дії, направлені на інтенсифікацію притоку з пласта.

Контрольні питання до лекції 11

1 Яким рівнянням характеризується приплив пластового флюїдудовибоюсвердловини, якавважаєтьсягідродинамічнодосконалою? Охарактеризуйте його.

2 Яку свердловину прийнято вважати гідродинамічнодосконалою?

207

3 Зобразіть схематично приплив пластового флюїду в гідродинамічно досконалу та гідродинамічно недосконалі свердловини по якості, ступеню і характеру відкриття продуктивних пластів.

4 Чим відрізняється приплив флюїду в реальну свердловину від припливу в гідродинамічно досконалій свердловині?

5 Які Ви знаєте типи гідродинамічної досконалості свердловин? Охарактеризуйте їх.

6 Зобразіть схему привибійної зони свердловини після первинного відкриття продуктивного пласта бурінням. Обгрунтуйте її.

7 Поясніть, що являє собою коефіцієнт гідродинамічної досконалості свердловини? Які залежності покладено в основу його виведення?

8 Чим характеризується недосконалість свердловини за ступенем і характером відкриття продуктивного пласта? Обгрунтуйте свої міркування.

9Поясніть залежність коефіцієнту гідродинамічної досконалості свердловини від довжини та діаметру каналів перфорації.

10Що розуміють під коефіцієнтом досконалості каналу

перфораціїKc ?

11За якою формулою визначають дебіт реальної свердловини, яка пробурена на нафтовий пласт і яка має всі види гідродинамічної недосконалості?

12Що розуміють під приведеним радіусом свердловини? Якою залежністю він описується?

208

ЛЕКЦІЯ 12 ГІДРОДИНАМІЧНІ МЕТОДИ ДОСЛІДЖЕННЯ СВЕРДЛОВИН ПРИ УСТАЛЕНИХ РЕЖИМАХ ЇХ

РОБОТИ

Усталеного припливу рідини у свердловину Q t const

вреальнихпластахнеіснує, оскількитакийприпливможливий тільки при постійному живленні пласта, рівному установленому відбору рідини із свердловини на протязі необмеженого часу. Однак при довготривалій роботі свердловини в обмеженому часі спостережень зміни припливу стають непомітними в межах точності вимірювальних приладів і приплив рідини в цьому випадку приймається практично стаціонарним, підлеглим законам усталеної фільтрації.

Таким чином, при дослідженні свердловин використовується метод послідовної зміни стаціонарного стану. Дослідження свердловин при усталених режимах фільтрації полягає в одержанні залежності дебіту від величини депресії

Q f Pпл Рвиб. . Графічний вигляд цієї залежності отримав

назву індикаторної діаграми, яка характеризує продуктивність свердловини і може бути використана для визначення проникності пласта. Цей метод дуже простий і може застосовуватись за всіх режимів роботи родовища і широко використовується в промисловій практиці при дослідженні різних категорій свердловин. Отримана залежність дебіту від депресіївиражаєтьсяпрямою, випуклогочивгнутоюдоосідебіту індикаторною діаграмою.

12.1 Обробка результатів дослідження при наявності прямих індикаторних ліній

Основним та найбільш доцільним і розповсюдженим гідродинамічним методом дослідження видобувних та нагнітальних свердловин є метод визначення характеру або

209

величини припливу рідини до них (поглинання рідини) при різних усталених режимах їх роботи. Суть таких досліджень полягає в тому, що в досліджуваній свердловині декілька разів змінюють режим її роботи і при кожному новому усталеному режимі роботи вимірюють дебіт та відповідний вибійнийтиск.

Врезультатітакихдослідженьотримуютьтаблицюзначень залежності дебіту свердловини від величини вибійного тиску. Обробка цих результатів проводиться графічним методом шляхом побудови графіків залежності дебіту рідини Q від

величини вибійного тиску (рис. 12.1, а) та залежності дебіту Q

від депресії на пласт Р (рис. 12.1, б) або побудови індикаторної лінії припливу рідинидосвердловини.

а) графік залежності дебіту рідини Q від величини вибійного тиску Рвиб. ; б) графік залежності дебіту рідини Q від

величини депресії тиску на пласт Р Рисунок 12.1 – Індикаторні лінії припливу рідини до вибою

свердловини

Зауважимо, що в технічній літературі зберігається традиція побудови індикаторних ліній в системі координат, зміщених на 90° вправо за годинниковою стрілкою.

Якщо в результаті обробки результатів дослідження індикаторна лінія, проведена з початку координат, перетинає всі точки (в деяких незначних межах допустимих відхилень),

210

тобто є прямою лінією, тоді це дає можливість визначити коефіцієнт продуктивності даної свердловини Кп. Тобто,

використовуючи будь-яке довільне значення Q та Р цієїлінії

можна визначити коефіцієнт продуктивності свердловини за формулою:

Побудова графіка залежності Pвиб f (Q) є корисна тим,

що дає можливість шляхом апроксимації лінії графіка до перетину з віссю ординат отримати значення пластового тиску в районі даної досліджуваної свердловини, яке потрібне для обробкирезультатівдослідженьіякепотихчиіншихпричинах є невідоме.

Визначений в процесі обробки результатів дослідження нафтових свердловин коефіцієнт продуктивності дає цінну інформацію про характер припливу рідини та потенційні можливості свердловин і використовується при проектуванні технологічних режимів їх роботи. З іншої сторони він дає можливість визначити і такі фізичні властивості пласта, як коефіцієнти проникності та гідропровідності . Оскільки, згідно теорії усталеної плоско-радіальної фільтрації однорідної рідини, коефіцієнт продуктивності дорівнює

тоді знаючи значення товщини пласта h , наприклад, за даними

211

геофізичних досліджень, коефіцієнт динамічної в’язкості пластової нафти за результатами її лабораторних досліджень, можна визначити коефіцієнт проникності пласта k :

Радіус контуру живлення Rк.ж в експлуатаційних

свердловинах з достатнім терміном їх експлуатації визначається як половина середньоарифметичних відстаней до найближчих видобувних свердловин.

При обробці результатів дослідження розвідувальних свердловин на відкритих нових нафтових родовищах радіус контуру живлення являє собою відстань до тієї віддаленої зони пласта, де пластовий тиск залишається незмінним (радіус контуру впливу свердловин) і визначається за формулами Н.А.Чарного, В.М.Щелкачова, Г.І.Баренблата та інших, загальний вираз яких виражається рівнянням:

де - коефіцієнт, що характеризує пружні властивості пласта

та пластової рідини, тобто здатність їх до об'ємного розширення (стискання) при зміні пластового тиску. Цей коефіцієнт, названий В.Н.Щелкачовим коефіцієнтом п'єзопровідності, м2/с, який дорівнює:

212