1. Классификация исследований. Исследование скважин при установившихся режимах работы. Изменение режима работы скважины в зависимости от способа эксплуатации. Время переходного процесса. Гипотеза квазистационарности. Индикаторные линии и их разновидности. Причины искривления индикаторных линий. Интерпретация результатов исследований.

Класс-я исследований

1. Гидродинамические (исслед.на стац-х и нестац-х режимах). 2. дебитометрические (сведения о притоке/приемистости скв). 3. термодинамические (инф-я о термодин-х явл-х в ПЗС, проявлении эфф-та Джоуля-Томсона)

Цели исследований

• Опред-ие пар-ров ПЗС и ПЗП (прониц-ть, неоднородность, глинистость, насыщенность);

• Опред-е св-в флюидов, насыщающих залежь (физич-е св-ва, хим-й состав, давление и t-ра, Рнас, газонасыщенность);

• Опред-е комплексных пар-ров, хар-щих систему «коллектор—флюид»:

(kh/μ; к/μ; β*= (mβж + βн); æ = k/μ∙β)

• Получение сведений о режиме дренирования: (однофазная или многофазная ф-ция; наличие газовой шапки; расположение ВНК и ГНК);

• Получение сведений о темпе падения Рпл (или о его изменении).

• Оценка необх-ти применения искусственного воздействия на залежь в целом или на ПЗС;

• Опред-е основных хар-к скв-н: коэф-т продуктивности (приемистости); приведенный радиус скважины; максимально возможный и рациональный дебиты скважины; коэф-ты обобщенного уравнения притока

Исслед-е скв-н на стационарных режимах работы

• Исследование проводится м-дом установившихся отборов, кот-е хар-ся стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени Рзаб и Ру и дебита скв-ы Q.

• При исследовании устанавливают режим работы скважины и ожидают его стабилизацию во времени. При этом измеряют Рзаб, Ру , Qн, Qв и Qг, кол-во мех-х примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются.

• Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы

Изменение режима работы скважины зависит от способа эксплуатации.

• на фонтанной скв изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде;

• на газлифтной скв изменяют режим закачки рабочего агента - давление и (или) расход;

• на скв, оборудованной ШСНУ, изменяют длину хода и (или) число качаний

• на скв, оборудованной УЭЦН (УЭВН) изменяют диаметр штуцера на устье скважины, или изменяют число оборотов электродвигателя.

Время переходного процесса с одного режима на другой

T пер ~ R² / æ

R — размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами или нечто другое), м;

æ— коэффициент пьезопроводности, м2/с

Тпер (от нескольких часов до нескольких суток) зависит от:

• размеров пласта,

• расстояния до контура питания,

• коэффициента пьезопроводности,

• степени изменения давления.

Переходный процесс с одного режима на другой м.б. связан с выд-ем в ПЗС свободного газа (при Pзаб. <Pнас.), а также с реологическими св-ми нефти

Время перераспределения давления тем >, чем > размеры залежи, чем дальше находится область питания, а также при условии, что в залежи имеется свободный газ или продукция обладает вязкопластичными или вязкоупругими свойствами.

Стационарные режимы работы скважины

• Могут существовать только теоретически.

• Не допускается изменение режима работы соседних скважин за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скважины.

• при исследовании скважин на стационарных режимах фактически принимается гипотеза квазистационарности режимов работы (залежь эксплуатируется большим количеством интерферирующих скважин, режимы работы которых также меняются)

Графическое изображение зависимости Q = f(Pk—Pc) или Q = f(Pc)-индикаторная линия

Типичные индикаторные диаграммы скважин:

а)в координатах Q=f(∆P) б)в координатах Q=f(Pзаб)

• Индикаторные линии могут быть прямолинейными (1), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов

Форма индикаторной линии зависит от

• режима дренирования пласта,

• режима фильтрации,

• природы фильтрующихся флюидов,

• переходных неустановившихся процессов в пласте,

• фильтрационных сопротивлений,

• строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт)

Прямолинейная индикаторная диаграмма

• может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи

Индикаторные диаграммы , выпуклые по отношению к оси дебитов (2)

• характерны, как правило, для режимов истощения.

• Причины такой формы - двухфазная фильтрация (нефть + газ).

• Расчет процесса установившегося движения такой смеси проводится с использованием функций С.А. Христиановича

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3)

Возможны в следующих случаях:

• увеличение притока при повышении ∆Р за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.;

• самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;

• некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

2. исследование скважин на стационарных режимах. Уравнение притока в общем виде. Коэффициент продуктивности, удельный коэффициент продуктивности. Интерпретация результатов исследований в случае прямолинейных и изогнутых ИЛ.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

• Исследование проводится методом установившихся отборов, которые характеризуются стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Рзаб и устьевого Ру давлений и дебита скважины Q.

• При исследовании устанавливают режим работы скважины и ожидают его стабилизацию во времени. При этом измеряют Рзаб, Ру , дебит нефти Qн, воды Qв и газа Qг, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются.

• Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы

Обобщенное уравнение притока флюида в скважину

Q= Кпр. (Рпл. – Рзаб.)ⁿ

Кпр. - коэффициент продуктивности скважины,

м3 /(сут ∙ МПа), м3 /(с ∙Па), т/(сут ∙ МПа).

n—показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации

Для линейной ИЛ — n = 1;

Для выпуклой ИЛ к оси дебитов n < 1;

Для вогнутой ИЛ к оси дебитов —n > 1.

Коэффициент продуктивности скважины

важный технологический параметр скважины

Кпр. может изменяться во времени при изменении k,h,μ и Rк.

Удельный коэффициент продуктивности

для сравнения фильтрационных характеристик призабойных зон различных скважин;

Куд вычисляется как коэффициент продуктивности Кпр, отнесенный к толщине пласта h

Куд. =Кпр./h=Q/(Рпл.-Рзаб.)∙h

размерность Куд: м3 /(сут МПа •м); м3 /(с •Па• м); т/(сут• МПа•м)

Интерпретация нелинейных ИЛ

Нелинейные индикаторные линии могут быть интерпретированы с использованием двухчленного уравнения фильтрации, записанного с учетом сил инерции

где ∆Р/∆l - перепад давлений на единицу длины (градиент давления), Па/м;

υ — скорость фильтрации, м/с;

b — комплексный коэффициент, характеризующий пористую среду и флюид

выразим скорость фильтрации

скорость фильтрации υ- через объемный расход и площадь

F-площадь фильтрации;

Q-объёмный расход

Подставим в двухчленное уравнение фильтрации

• Получим следующее выражение:

Введя обозначения, получим двучленное уравнение притока

А, В — постоянные коэффициенты в определенный промежуток времени для каждой скважины ∆Р = AQ + BQ2

РАСЧЕТ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЗС по результатам исследований

• Фильтрационные характеристики, вычисляемые по результатам исследования скважин на стационарных режимах, дают интегральные величины для призабойной зоны скважины, т.е. для определенной, иногда значительной, области продуктивного пласта.

Интерпретация прямолинейных ИЛ

1.Рассчитывается коэффициент продуктивности по любым двум точкам ИЛ.

• Физический смысл Кпр – тангенс угла наклона ИЛ к оси дебитов

2.Рассчитывается коэффициент гидропроводности —kh/μ;

3.Рассчитывается коэффициент подвижности k/ μ ;

4.Рассчитывается коэффициент проницаемости системы k.

5.Рассчитывается коэффициент пьезопроводности æ = k/μβ* (β* = mβж. + βн.)

Интерпретация изогнутых ИЛ

Линеаризуют ИЛ почленным делением нелинейного уравнения на Q

1.Рассчитывают коэффициент продуктивности Кпр. = 1/А

Так как численное значение А по результатам исследования известно, вычисляют все характеристики аналогично:

2.Рассчитывается коэффициент гидропроводности —kh/μ;

3.Рассчитывается коэффициент подвижности k/ μ ;

4.Рассчитывается коэффициент проницаемости системы k.

5.Рассчитывается коэффициент пьезопроводности æ = k/μβ*

(β* = mβж. + βн.)

Приведенные расчеты справедливы если Рзаб.» Рнас.)

3. исследование скважин на неустановившихся режимах. Уравнение пъезопроводности и уравнение Фурье. Уравнение Маскета. КВД, записанная манометром. Определение параметров пласта по результатам исследования без учета притока (метод Минеева и Хорнера).

Метод неустановившихся отборов

• основан на снятии кривой восстановления давления (КВД) в фонтанных или кривой восстановления уровня (КВУ) в механизированных скважинах.

• Для снятия КВД в действующую скважину спускают манометр и фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, а манометр оставляют в скважине с использованием специальных часов с 10-суточными заводом.

• Манометры регистрируют выполаживающую КВД от забойного до динамического пластового. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

Типичные кривые восстановления давления

Кривые восстановления давления в добывающей (а) и нагнетательной (б) скважинах. Рпл.д. – пластовое динамическое давление, Рзаб. – забойной давление

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИНЫ НА НЕСТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ

• Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования.

• Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования

Уравнение пьезопроводности

• лежит в основе исследования на нестационарном режиме работы

• где – коэффициент пьезопроводности, м2/с; – время, с.

Уравнение Фурье

Это преобразование уравнения пьезопроводности для одиночной скважины, расположенной в однородном неограниченном пласте, насыщенном однородной жидкостью

Решение уравнения Фурье

• Выражение предполагает, что скважина закрыта на забое и ее дебит в момент времени tо (остановка) мгновенно становится равным нулю.

• Для практического использования выражение является достаточно сложным (необходимо иметь табулированное значение экспоненциальной интегральной функции)

• Для упрощения выражения экспоненциальную интегральную функцию раскладывают в ряд Тейлора и ограничивают число членов разложения

Решение уравнения Фурье, полученное Маскетом

• лежит в основе обработки кривых восстановления (падения) давления, получаемых в результате исследования скважин при работе на нестационарном режиме.

• Решение справедливо для случая закрытия скважины на забое, когда дебит мгновенно становится равным нулю.

Такого случая на практике встретить невозможно.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕТОДОМ КВД

• Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины.

• В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье.

• Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует КВД.

Линеаризация КВД

КВД в координатах «∆P(t)—lnt» принимает вид линейной

Причина появления нелинейной части участка КВД

• Остановка скважины производится не на забое (что технически трудно реализуемо), а на устье, и связана с продолжающимся притоком флюида из пласта в скважину после ее остановки.

• Так как нефть содержит растворенный газ, то этот газ при Р<Рнас. выделяется в скважине и формирует газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь, являясь средой сжимаемой, с ростом забойного давления после остановки скважины сжимается, вследствие чего возможен приток продукции из пласта в скважину.

• Начальный участок КВД (иногда значительный по времени) не может быть использован для интерпретации результатов

Обработка результатов исследований без учета притока

• Экстраполяция линейной части КВД до пересечения с осью ∆P(t) дает численную величину отрезка А

• Угол наклона прямолинейного участка КВД характеризует угловой коэффициент В

• Дебит скважины до остановки Q и объемный коэффициент продукции (нефти) b (по результатам отбора пробы в период работы скважины на стационарном режиме) известны - рассчитывают коэффициент гидропроводности kh/μ

• при известной толщине пласта рассчитывают коэффициент подвижности k/μ, а при известной вязкости флюида — проницаемость зоны реагирования k.

• Рассчитав β*= (mβж+ βн), по известному k/μ рассчитывается коэффициент пьезопроводности зоны реагирования æ = k/μ∙β

• Используя вычисленные значения kh/μ и æ, вычисляют приведенный радиус скважины rпр.

Обработка КВД по методу Хорнера

• Если период работы скважины до остановки Т соизмерим с периодом остановки t (T= t), используют выражение:

• кроме параметров kh/μ, k/μ можно определить пластовое давление Рпл. Обработка результатов по методу Хорнера ведется в координатах «Р(t)—In t/t+Т»; при t >>Т отношение t/t+Т→1, a In t/t+Т = О.

• Экстраполируя прямолинейный участок КВД до пересечения с осью Рзаб. (t), находим величину пластового давления Рпл.

4. исследование скважин методом восстановления давления. Учет последующего притока при обработке КВД. Методы учета притока (дифференциальный и интегральный методы). Преимущества и недостатки методов.

Исследование скважин на неустановившихся режимах.

Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования.

Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования.

Изменение давления и дебита скважины до и во время исследования

• Р(Т)-изменение давления в период времени Т работы скважины с постоянным дебитом Q. – момент остановки, t-время остановки. Рзаб(t)- восстановление забойного давления

Технологические основы исследования методом квд

• Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины.

• В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье.

• Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует КВД.

Линеаризация КВД

КВД в координатах «∆P(t)—lnt» принимает вид линейной

Причина появления нелинейной части участка КВД

• Остановка скважины производится не на забое (что технически трудно реализуемо), а на устье, и связана с продолжающимся притоком флюида из пласта в скважину после ее остановки.

• Так как нефть содержит растворенный газ, то этот газ при Р<Рнас. выделяется в скважине и формирует газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь, являясь средой сжимаемой, с ростом забойного давления после остановки скважины сжимается, вследствие чего возможен приток продукции из пласта в скважину.

• Начальный участок КВД (иногда значительный по времени) не может быть использован для интерпретации результатов

Расчетная зависимость определения последующего притока

• где fзатр. ,fнкт.—соответственно площадь поперечного сечения затрубного пространства и колонны насосно-компрессорных труб (лифта), м2;

• ρсм. затр., ρсм.л.- плотность ГЖС в затрубном пространстве и лифте соответственно, кг/м3;

• ∆Pзаб., ∆Pзатр., ∆Pу., — соответственно депрессия и разности давлений забойного, затрубного и устьевого, МПа,

• В процессе притока продукции в скважине происходит сепарация свободного газа, (в затрубном пространстве и в лифте). Это приводит к изменению плотности смеси в этих элементах, т.е.

• ρсм. затр= ρсм. затр(t)

Интегральный метод обработки квд с учетом притока

где J(t) — импульс депрессии, численно равный площади, ограниченной КВД и осью абсцисс (вычисляется планиметром или рассчитывается аналитически любым методом численного интегрирования, например, по формуле трапеций, МПа с);

Q — стационарный дебит скважины до остановки, м3/с;

q — суммарный приток продукции в скважину после ее остановки, м3.

J(t) определяется в соответствии с выражением:

Порядок обработки КВД интегральным методом

1.Интервал интегрирования 0—t разбивается на «n» частей для получения прироста забойного давления в различные моменты времени.

Функция Ψ(t) представляет собой следующее:

2.Интеграл вычисляется по формуле:

3.Коэффициенты В определяются по таблицам в зависимости от импульса депрессии

КВД с учетом притока при обработке интегральным методом

Определив угловой коэффициент tga и отрезок А, находим следующие параметры

Определение параметров по КВД

Рассчитываются: коэффициент подвижности, коэффициент пьезопроводности, коэффициент проницаемости и приведенный радиус скважины.

Если график преобразованной КВД таков, что нельзя замерить отрезок А, то параметр æ/r2пр. можно вычислить так

где A(t) и Ψ(t) - координаты любой точки прямой (на рис. точка С).

Дифференциальный метод обработки квд с учетом притока

Обработка КВД с учетом притока этим методом ведется с использованием следующей зависимости:

Q — стационарный дебит скважины до ее остановки, м3/с;

q(t) — переменный во времени приток в скважину после ее остановки, м3/с.

по угловому коэффициенту прямой в координатах

и отрезку А вычисляют kh/μ и æ/r2 пр. и другие параметры.

Сложность данного метода заключается в необходимости вычисления q(t), а также интеграла σ(t), который вычисляется аналогично вычислению S(t) в интегральном методе

5. Исследование скважин на неустановившихся режимах. Особенности исследования нагнетательных скважин.

Исследование скважин на неустановившихся режимах.

Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования.

Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования.

Особенности исследования нагнетательных скважин.

Поскольку в нагнетательных скважинах ствол полностью заполнен жидкостью, то погрешности, связанные с явлениями последующего притока, в данном случае не возникают. Отсутствие газированного столба жидкости в скважине позволяет измерять давления непосредственно на устье, добавляя к этим показаниям гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Чтобы снять КВД НС достаточно на устье закрыть задвижку, т.е. прекратить закачку и снять кривую падения давления ΔР = f(t) на устье. Величина ΔР определяется как разность между давлением на устье при установившемся режиме закачки (давлением нагнетания) и текущим давлением на устье после прекращения закачки

Обработка КВД НС

Обработка полученных данных для определения пластовых параметров аналогична обработке КВД ДС.

При ступенчатом изменении дебита на величину ΔQ обработка результатов исследований аналогична. Ступенчатое изменение дебита может быть достигнуто сменой штуцера или прикрытием задвижки. При этом скважинным манометром фиксируется КВД ΔP(t) при переходе от начального дебита Q₁ к новому дебиту Q₂ , изменившемуся на величину ΔQ = Q₂ – Q₁. В соответствующие формулы вместо Q необходимо подставить ΔQ.

6. Экспресс-методы исследования скважин (подкачка газа, мгновенный подлив жидкости, исследование скважин на самоизлив).

Методы создания в скважине нестационарных процессов и их регистрация называются экспресс – методами исследования скважин. Теоретически эти методы не отличаются от исследования скважин на нестационарном режиме (снятие КВД и обработка ее с учетом, притока). Отличие заключается в том, что не требуется знание дебита на установившемся режиме ее работы до исследования Q. При обработке результатов исследований скважин экспресс-методами используют любой метод обработки КВД с учетом притока, принимая в расчетных зависимостях Q=0.

Классификация экспресс-методов исследования

• – по способу вызова притока;

• – по продолжительности (длительные и кратковременные);

• – с отбором продукции из скважины или без отбора.

Способы вызова притока: подкачка газа в скважину, мгновенный подлив жидкости, кратковременный пуск скважины в работу. Выбор способа вызова притока зависит от наличия и состояния оборудования (насосно-компрессорных труб, устьевой арматуры, ее герметичности), а также от избыточного давления на устье (скважины переливающие или непереливающие).

Подкачка газа. В скважину закачивается определенный объем компримированного газа, что приводит к повышению забойного давления и поглощению части жидкости пластом (первый цикл). При этом фиксируется изменение забойного давления (глубинными манометрами) и поглощение жидкости (дебитомерами – расходомерами). Затем закачанный в скважину газ выпускается, что приводит к снижению забойного давления и изменению дебита, которые также фиксируются (второй цикл).Разновидностью способа является выпуск свободного газа, накопившегося в скважине за счет искусственной его сепарации (регулируемый выпуск накопившегося газа, регистрация изменения забойного давления и дебита). Обработка результатов исследования проводится известным образом (обработка результатов исследования КВД с учетом притока, при Q = 0)

Мгновенный подлив жидкости. В скважину закачивается небольшой объем жидкости, что приводит к росту забойного давления и поглощению части жидкости, находившейся в скважине, пластом. Фиксируя изменение забойного давления и объем поглощаемой жидкости в функции времени, получают необходимую информацию. Обработка результатов исследования ведется одним из вышеописанных методов.

Исследование скважины на самоизлив. Простаивающая скважина запускается в работу на самоизлив путем стравливания давления на устье на величину ΔР и фиксируется изменение забойного давления и дебита во времени. Предполагается, что в этом случае забойное давление мгновенно снижается на величину ΔР и остается постоянным во времени. Постоянство забойного давления определяется и постоянством плотностей смеси ρсм.затр. и ρсм. л. , чего на практике не наблюдается. Истинное газосодержание, дисперсность газовой фазы, температура и другие характеристики продукции скважины изменяются во времени. Таким образом, при изменении давления на устье на ΔР забойное давление может измениться на другую величину, и это требует, чтобы забойное давление при исследовании скважины на самоизлив замерялось .на забое. Обработка результатов исследования на самоизлив аналогична обработке КВД с учетом притока, при Q = 0.