Doslidjenya

на кожному режимі досліджень вибійному тиску проводиться

внаступному порядку:

1.Доречно проаналізувати ситуацію, припустивши з певним наближенням незалежність, щодо в'язкості нафти і газу та коефіцієнта розчинення газу в нафті від зміни умов фільтрації, визначають безрозмірний параметр а:

де G - газовийфактор(відношеннядебітугазудодебітурідини

вповерхневих умовах, в м3 /м3).

2.Вираховують значення безрозмірного тиску P :

3. Користуючись відповідними графіками, формулами чи табличними даними знаходимо безрозмірне значення функції

Н , тобто Н . Основні графіки для визначення безрозмірної функції Н приведені на рисунках 12.6 та 12.7.

223

Різні значення коефіцієнта а на вище зображених рисунках відповідають значенню, яке можна знайти також і за наступною формулою

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.

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

де Q1 - дебітсвердловинипривибійномутиску, значенняякого є більшим за тиск насичення нафти газом;

226

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 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).

227

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

Рвиб. f Q отримують лінії, які при збереженні лінійного

закону 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

228

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

Перебудова лінії 1 в координатах Q f P дає

можливістьотриматизагальнуіндикаторнулініютакоефіцієнт 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 горизонтівзбільшвисокимпластовимтискомвінші, щомають менший пластовий тиск.

Результати дослідження свердловин в цьому випадку доцільно оформляти в координатах Q f Pвиб. (див. рис. 12.8, б). Апроксимації ліній 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 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

Кп. Відхилення від лінійного закону фільтрації значно ускладнює обробку результатів таких досліджень.

229

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?

231

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, коефіцієнтапроникностіпотрібноматидостовірнуінформацію 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 дослідженнявидобувнихсвердловинприусталенихрежимахїх роботи визначаюсь фільтраційні властивості відносно невеликої привибійної зони пласта.

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

232