Doslidjenya
.pdfУ формулі (12.5) значення р, п відповідно коефіцієнти
пружності рідини та скелету породи пласта, чисельні значення яких знаходяться в межах: н 7 30 10 10 Па 1 ;
р 2,7 5 10 10 Па 1; п 0,3 2,0 10 10 Па 1.
Коефіцієнт а для різнихметодикпропонуєтьсяприймати в межах 1,5 3,46 . Значна розбіжність в значеннях цього
коефіцієнта незначно впливає на точність обробки результатів дослідження, враховуючи, що Rк.ж в формулі (12.3)
знаходиться під знаком логарифма; t - час, що відраховується з моменту запуску свердловини в роботу, с; m - коефіцієнт пористості пласта, долі одиниці.
Оскільки більша кількість нафтових свердловин є гідродинамічно-недосконалими, тоді у формулі (12.3) необхідно використовувати не фактичний радіус свердловини
rс, який визначається за діаметром долота, яким розбурюється продуктивний пласт, а так званий зведений радіус Rзв. :
R |
зв. |
r |
e c . |
(12.6) |
|
c |
|
|
Коефіцієнт с - коефіцієнт додаткових фільтраційних опорів. Значення цього коефіцієнта з достатньою мірою достовірності визначають за графіками В. І. Щурова, які приводяться у кожному нафтовому довіднику та в підручниках.
В'язкість пластової нафти необхідно попередньо визначити шляхом лабораторного аналізу проб пластової продукції, а товщину нифтонасиченої зони пласта за даними
213
геофізичних досліджень. Оскільки в більшості методик прогнозування основних показників розробки нафтових родовищ використовується комплексний параметр k h /
(коефіцієнт гідропровідності), тоді його значення доцільно визначати за результатами гідродинамічних досліджень свердловин без уточнення параметрів і h , тобто
|
|
|
|
|
Rк.ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
k h |
|
Kп ln |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Rзв. |
. |
(12.7) |
|||
|
2 |
|
|||||||
|
|
|
|
||||||
При обробці результатів дослідження дебіт свердловини підставляють в об’ємних одиницях та в пластових умовах з врахуванням об’ємного коефіцієнту нафти b :
Q м3 / c |
b 103 |
|
Q т/ добу . |
(12.8) |
|
86400 |
|
||||
|
|
|
12.2 Основні форми індикаторних ліній та причини їх викривлення
Прямі індикаторні лінії припливу рідини до видобувних свердловин можуть бути отримані при збереженні наступних умов:
1.В однопластовому недеформованому продуктивному пластімаємісцестаціонарнафільтраціяоднорідноїнестисливої ньютонівської рідини за лінійним законом фільтрації.
2.В продуктивному розрізі свердловин, об'єднаному
єдиною системою перфораційних каналів, відсутні нафтонасичені пропластки з різними пластовими тисками, різними колекторськими властивостями та з незначним ступенем їх взаємодії.
214
3. Режим роботи свердловин на кожному етапі їх досліджень залишається усталеним.
Мінімально необхідний час стабілізації режиму роботи свердловини або час перерозподілу пластового тиску в районі досліджуваної свердловини під час її дослідження методом усталених режимів може бути різним і його встановлення є важливим, як з точки зору отримання достовірних значень результатів досліджень, так і з метою зменшення витрат на їх проведення. Особливо це стосується розвідувальних свердловин, при дослідженні яких можуть втрачатись значні об'єми нафти і газу внаслідок відсутності стаціонарних установок виміру дебіту свердловин, сепараційних установок та відсутності можливості подачі продукції свердловин на установки їх підготовки.
Теоретично час стабілізації кожного нового режиму роботи свердловини може коливатись в межах від 1 2 до 10 15 діб. Практика дослідження нафтових свердловин показує, що при порушенні усталених режимів роботи свердловин помилка у визначенні коефіцієнта продуктивності може досягати 30%. З іншої сторони, новий усталений режим роботи свердловин, які розкрили продуктивний пласт товщиною 10 - 20 м з п'єзопровідністю не менше 10 м2/с, повинен встановлюватись через 10-15 годин. В промисловій практиці досліджень свердловин рекомендується на кожному новому режимі досліджень проводити кілька послідовних вимірів значень їх дебіту.
Режим роботи вважається усталеним, якщо два таких послідовних виміри відрізняються не більша, ніж на 5%.
Якщо умови фільтрації рідини до свердловини, наведені вище, не витримуються, тоді форми індикаторних ліній, отримані в результаті їх дослідження, будуть найрізноманітнішими і, як правило, нелінійними (рис.12.2).
215
Рисунок 12.2 – Основні форми індикаторних ліній припливу рідини до вибою свердловини
Основними причинами відхилень індикаторних ліній від лінійної їх форми є:
1. Порушення лінійного закону фільтрації рідини.
Теоретично таке порушення може проявлятись при досягненні певної критичної швидкості фільтрації рідини в пласті, тобто при досягненні певного критичного дебіту свердловини та відповідної депресії на пласт. Існують значні суперечності щодо причин порушення лінійного закону фільтрації однорідної рідини. З однієї сторони, розрахунки за формулами підземної гідрогазомеханіки свідчать, що в більшості випадків відчутний вплив інерційних втрат тиску та їх вплив на форму індикаторних ліній повинен спостерігатись при дебітах свердловин (сотні м3/добу). З іншого боку промислові дослідження свердловин на деяких родовищах підтверджують наявність значних інерційних складових загального перепаду тиску, що витрачаються на фільтрацію рідини до свердловини. Так, наприклад, існують дані, що якщо до моменту кислотної обробки свердловин індикаторна лінія є опуклою до осі дебітів
216
(лінія 1, рис. 12.2), тоді після її проведення повторні дослідження фіксують її пряму форму, тобто викривлення індикаторних ліній в цьому випадку неможливо пояснити іншими причинами, крім прояву інерційних сил (наприклад, деформаціями порово-тріщинного колектора).
2.Фільтрація в пласті газованої рідини. При фільтрації багатофазних систем (нафта + вода + газ) проявляються ефекти зміни їх фазових проникностей, що і спричиняє відхилення індикаторної лінії припливу рідини до осі Р (лінія 2, рис. 12.2).
3.Наявність в під'єднаному до інтервалу перфорації
свердловини кількох нафтонасичених пропластків різної геолого-фізичної будови, приплив рідини з яких значною мірою залежить від величини вибійного тиску свердловини і може змінюватися найрізноманітнішим чином, в тому числі, і увигляді кривої (лінія 3, рис. 12.2).
4.Фільтрація в пласті високов'язкої (неньютонівської)
нафти, при якій спостерігається явище необхідності додаткового перепаду тиску або тиску зсуву для її здійснення
(крива 4, рис. 12.2).
Деформація порово-тріщинних колекторів при зміні пластових тисків може також накладати значні відхилення до форм індикаторних ліній. В деяких випадках підвищення депресії на пласт, тобто зменшення тиску в привибійній зоні пласта, може приводити до зменшення дебіту свердловин в зв'язку із зменшенням розкриття тріщин. В цьому випадку форма індикаторних ліній набуває різноманітного характеру, в тому числі стає випуклою до осі дебітів.
12.3Аналіз обробки результатів дослідження нафтових свердловин при порушенні лінійного закону фільтрації
В основі обробки результатів дослідження нафтових
свердловин при отриманні відхилених до осі депресії індикаторних ліній та при фільтрації однорідної рідини ( Pвиб.
217
>Pпл ) лежать відомі формули нелінійної фільтрації:
універсальна двочленна та степенева.
Згідно першої формули залежність між перепадом тиску
(депресією) P Pпл Рвиб. та |
дебітом |
свердловини |
визначається за формулою: |
|
|
Р a Q b Q , |
|
(12.9) |
де a і b - коефіцієнти фільтраційних опорів. |
|
|
Коефіцієнт a в основному |
залежить |
від геометрії |
фільтраційного потоку, фізичних властивостей продуктивного пласта та рідини, якою насичений продуктивний пласт і він визначається за формулою:
|
|
|
|
Rк.ж |
|
|
a |
|
|
|
(12.10) |
||
|
|
|
||||
|
k h |
ln |
|
. |
||
|
2 |
|
Rзв. |
|
||
Коефіцієнт b враховує інерційну складову або ту долю депресії, яка витрачається на подолання сили інерції:
|
|
1 |
|
|
1 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Rзв. |
|
|
|
|
|
|
|
||
b |
|
|
Rк.ж |
, |
(12.11) |
||||||
(2 |
h)2 |
l / |
|||||||||
|
|
|
|||||||||
де l / - коефіцієнт |
|
макрошорсткості, який |
залежить від |
||||||||
фізичних властивостей пористого середовища продуктивного пласта.
Зобразивши рівняння (12.9) у вигляді
218
Р |
a b Q, |
(12.12) |
Q |
|
|
видно, що в координатах QP f (Q) , отримані в результаті
досліджень точки, повинні лягти на пряму лінію, як показано на рис. 12.3.
Рисунок 12.3 – Індикаторна лінія
Відрізок а, який відсікає продовження цієї лінії з віссю ординат згідно формули (12.10) є величиною, оберненою до коефіцієнта продуктивності, тобто :
a |
1 |
. |
|
||
|
Kп |
|
Тангенс кута нахилу лінії до осі абсцис, дорівнює коефіцієнту b .
(12.13)
очевидно,
219
tga b . |
(12.14) |
Отримавши значення коефіцієнта продуктивності Кп,
визначають за формулою (12.10) коефіцієнти проникності k та гідропровідності продуктивногопласта. Останнікоефіцієнти особливо доцільно визначати при видобутку із свердловини обводненої продукції. В цьому випадку визначення окремого коефіцієнта проникності може привести до значної похибки за рахунок зміни фазової проникності окремо для нафти та води і наявних труднощів та можливих помилок при визначенні в'язкості водо-нафтової суміші.
Проводити обробку результатів дослідження нафтових свердловин при порушенні лінійного закону фільтрації можна також використовуючи для цього степеневу формулу
Q K |
п |
P |
Р |
виб. |
n . |
(12.15) |
|
пл |
|
|
|
При цьому, для визначення коефіцієнта Kп (в даному
випадку він є коефіцієнтом пропорційності і є змінною величиною) і показника ступеня фільтрації n необхідно всі отримані значення Q і P розбити на дві групи та
використовувати систему двох рівнянь:
1lg Qф n1 lg Kп n 1lg P ; |
|
2 lg Qф n2 lg Kп n 2 lg P , |
(12.16) |
де n1 і n2 - число суми значень lg(Qф) та lg( P) , які входять в першу та другу групу (повинно бути не менше 3 – 4 значення,
220
щоб забезпечити необхідну точність обробки результатів дослідження).
12.4 Аналіз обробки результатів дослідження нафтових свердловин при усталеній фільтрації газованої рідини
Зменшення тиску в пласті нижче тиску насичення призводить до виділення газу із нафти в привибійній зоні пласта. Поступово, по мірі падіння пластового тиску, зона. сумісної фільтрації нафти і газу поширюється і охоплює весь пласт. Як відомо, при фільтрації газованої рідини появляються додаткові фільтраційні опори, тому індикаторна лінія, як і в попередньому випадку, викривляється до осі дебітів.
Рисунок 12.4 – Графічна залежність дебіту газованої рідини від депресії (індикаторна лінія 1) та від вибійного тиску (лінія 2)
Таким чином, коефіцієнт продуктивності Кп є змінною
величиною і залежить від депресії на пласт. Тому для визначення дійсної абсолютної проникності продуктивного пласта або його гідропровідності застосовується здебільшого методика, яка ґрунтується на використанні допоміжної функції H . Ця функція має розмірність тиску і враховує зміну
221
фазових проникностей рідини та газу при збільшенні чи зменшеннідепресії на пласт.
Рівняння припливу газованої рідини до свердловини має вигляд
Q Kп H п Hв , |
(12.17) |
де Нп і Нв - значенняфункціїХристияновичапривідповідних
пластових та вибійних тисках. Коефіцієнти продуктивності в цій формулі є аналогічними, як і при фільтрації однорідної рідини і є постійними при збереженні лінійного закону фільтрації.
Таким чином, обробку результатів дослідження нафтових свердловин при фільтрації газованої рідини потрібно проводити шляхом побудови індикаторної лінії в координатах (Q H ) , в яких ця лінія є прямою.
Рисунок 12.5 – Вигляд індикаторної лінії при фільтрації газованої рідини
Після побудови індикаторної лінії в зазначених вище координатах та отримання її у вигляді прямої лінії коефіцієнти продуктивності та гідропровідності вираховуються так, як і в попередніх випадках.
Значенняфункції Н припластовомутискутавиміряному
222