- •3. Распределение нефти, газа и воды в залежах. Понятие об остаточной воде. Гидрофильный и гидрофобный коллектор.
- •6. Понятие о кондиционных значениях фес. Определение кондиционных значений по удельному коэффициенту продуктивности скважин.
- •7. Понятие о неоднородности. Необходимость изучения неоднородности. Классификация неоднородности л. Ф. Дементьева.
- •8 . Пластовое давление как основная энергетическая характеристика залежи. Причины возникновения давления в недрах. Формула. Единицы измерения.
- •9. Пьезометрический уровень. Пьезометрическая высота. Пьезометрический напор. Приведенное пластовое давление. Гидростатическое. Избыточное. Горное. Авпд.
- •12. Основные показатели процесса разработки. Проектные документы. Краткая характеристика основных проектных документов.
- •14. Водонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •15. Газонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •16. Газовый режим в газовых залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •18. Системы разработки залежей с искусственным заводнением. Классификация методов заводнения пластов.
- •20. Сетка скважин. Основной и резервный фонды скважин.
- •21. Назначение гидродинамических методов исследования скважин.
- •22. Формула Дюпюи. Определение комплексных промысловых характеристик продуктивных пластов – гидропроводность, проводимость, пьезопроводность (физический смысл, единицы измерения).
21. Назначение гидродинамических методов исследования скважин.
Гидродинамические методы исследования скважин - методы определения характеристик пластов и скважин при известных величинах давления, скорости фильтрации флюидов в пласте и дебитов. С помощью ГДМ можно определить геолого-промысловые параметры пластов: проницаемость, гидропроводность, проводимость, пьезопроводность, а так же показатели работы скважин: коэффициенты продуктивности в добывающих скважинах, коэффициент приемистости в нагнетательных скважинах, радиус дренажа, коэффициент гидродинамического коэффициента скважин. Полученные величины представляют собой средние значения параметра в объеме изучаемого пласта (поскольку определяется либо между 2 скважинами, либо в одной скважине или в радиусе дренажа скважины). Как правило, методы ГДМ являются более достоверными, нежели керн или ГИС, поэтому чаще других используются при обосновании технологических решений.
Метод установившихся отборов. Основан на изучении установившихся в скважине скорости фильтрации жидкости, газов, их смесей и предусматривающий замеры дебитов (Q), пластовых и забойных давлений на нескольких режимах работы скважины. Как правило, число режимов не менее трех. Изменения режима работы с скважине можно достичь разными способами:
В добывающих скважинах – изменить диаметр штуцера, в скважинах с ШГН – изменит длину хода штока или число качаний, в скважинах с ЭЦН – изменяют противодавление на устье скважине.
В нагнетательных скважинах – изменяют расход воды.
При исследовании скважины на каждом из трех режимов необходимо, чтобы скважина проработала такое количество времени (2-3 суток), за которое не наблюдалось бы существенной разницы в замерах давлений (скважина работает на установившемся режиме). При этом, замеры давлений производятся каждые 24 часа, в результате получают зависимость Q от Рзаб, а точнее от величины депрессии.
Пример исследования добывающей скважины.
|
Рпл |
Рзаб |
ΔР |
Qн |
1р |
13 МПа |
12,3 МПа |
0,7 МПа |
44,5 т/сут |
2р |
13 МПа |
12 МПа |
1 МПа |
63 т/сут |
3р |
13 МПа |
11 МПа |
2 МПа |
109 т/сут |
Т.о. с повышением депрессии Qн повышается при Рзаб, стремящемся к нулю, Qн будет максимальным (потенциально возможным), при Рзаб=Рпл притока из скважины не будет.
Полученные данные служат основой для построения индикаторной диаграммы.
И ндикаторная диаграмма описывается уравнением , n – определяет выпуклость кривой и зависит от степени нарушения линейного закона фильтрации, происходящего из-за смыкания трещин в ПЗП, а значит понижения проницаемости в ПЗП; из-за упругих свойств флюидов и пластов; из-за самого изменения режима работы скважины. Кпрод=Qн/∆Р - характеризует добывные возможности скважины, является величиной постоянной при установившемся режиме работы (количество нефти, добытое из скважины при снижении Рпл до величине Рзаб). Коэффициент продуктивности определяется по начальному, близкому к линейному участку кривой.
ω – коэффициент приемистости.