Исследование скважин при установившихся режимах работы Метод снятия индикаторных диаграмм (ИД)
Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов • Исследования скважин и пластов проводятся при установившемся (стационарные и квазистационарные условия проведения исследований) и неустановившемся (нестационарные условия проведения исследований) режимах эксплуатации. • Стационарные условия характеризуются отсутствием зависимости изучаемых параметров во времени. Они характерны для неработающих скважин. • Нестационарные характеризуются существенной зависимостью состояния скважины и пласта от времени. Они наиболее типичны для большинства объектов ГИСконтроля. • В случае, если состояние скважины стабильно или меняется во времени медленно (в рамках решения конкретной задачи), то такие условия называются квазистационарными. Они характерны для скважин, которые длительное время простаивают или длительно эксплуатируются на технологическом режиме. • Наиболее характерные для объектов ГИС-контроля нестационарные условия проведения измерений наблюдаются непосредственно после пуска скважины, ее освоения, резкого изменения дебита или депрессии на пласты, остановки, глушения и т. п. • Сейчас, в условиях перехода большинства месторождений на этап падающей добычи и при широком использовании различных методов интенсификации притока, появилось большое число эксплуатационных объектов, работа которых в стационарном режиме не возможна (малодебитные фонтанные скважины; скважины, работающие в режиме накопления; скважины, осваиваемые свабированием или компрессированием).
• Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований делятся на две основные группы: • 1) методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при установившихся -процессах фильтрации жидкостей и газов в пластах, и • 2) методы, основанные на наблюдениях за изменением дебитов и давлений во времени при неустановившихся процессах.
• ГДИС на (квази) установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторных диаграмм (ИД) и • ГДИС на неустановившихся режимах методы снятия кривых КПД-КВД в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, • КВУ, гидропрослушивание, импульсные методы, • экспресс-методы, с помощью пластоиспытателей, одновременное • исследование групп скважин, • исследования скважин без остановок и др.
Исследование скважин при установившихся режимах работы • Исследование на приток • Понятие «установившиеся режимы» предусматривает практическую неизменность показателей работы скважин в течение нескольких суток. • Методом установившихся отборов определяются параметры на нескольких (минимум на двух) режимах работы скважины. • По результатам исследований строится индикаторная диаграмма, представляющая зависимость депрессии Δр (разности пластового и забойного давлений) от дебита скважины Q. • Используют: • 1) при исследовании добывающих и нагнетательных скважин; • 2) при фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной и нефтегазовой смесей. • Цель: определить К (К’) скважины, k.
• Задачи исследований: исследовать скважину на установившихся режимах – это найти зависимость между: -дебитом скважины и забойным давлением Q=f(Рзаб), -дебитом скважины и депрессией на пласт Q=f(Pпл-Рзаб). • Графическое изображение этих зависимостей называется индикаторными линиями. • Основным результатом исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. • Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), Q = f (ΔP)— при известном пластовом давлении, Q = f (P заб) — при неизвестном пластовом давлении (определяется путем экстраполяции индикаторной линии до значения q = 0).
На практике • Снимаются индикаторные линии с выпуклостью, обращенной к оси дебитов. • Линейная зависимость между депрессией и дебитом — частный случай квадратичной зависимости, когда второе слагаемое весьма мало по сравнению с первым, что имеет место при небольших дебитах. • Первый член квадратичной зависимости • представляет собой потери напора, обусловленные трением жидкости, и пропорционален вязкости жидкости и дебиту. • Второй член выражает потери напора, вызванные инерционными свойствами жидкости, и пропорционален плотности жидкости и дебиту во второй степени. • Коэффициенты а и b определяются из соответствующих уравнений и зависят от физических свойств жидкости, фильтрационных свойств пласта, технического состояния технологического оборудования и призабойной зоны скважины.
• Для выявления зависимости между дебитами скважин и величинами забойных давлений при установившихся режимах эксплуатации на них проводятся специальные циклы исследований. • В каждом таком цикле скважина последовательно эксплуатируется на нескольких установившихся режимах, отличающихся величиной дебита и забойного давления. • Смена режима на фонтанной скважине производится путем установки на выкидной линии штуцера другого сечения; на компрессорной— путем изменения давления и расхода подаваемого рабочего агента (газа или воздуха); • на скважине, оборудованной штанговым насосом, — изменением числа качаний балансира, длины хода полированного штока или глубины подвески насоса; • в скважине, оборудованной ЭЦН, — установкой штуцеров или другими способами.
• Новый режим эксплуатации скважины устанавливается не сразу. • В зависимости от конкретных условий (величины проницаемости пласта, вязкости жидкости в пластовых условиях и др. ) на это уходит от нескольких часов до нескольких суток. • На каждом режиме измеряются дебит скважины и забойное давление. • Если скважина дает многокомпонентную продукцию (нефть —вода, нефть—вода—газ, вода—газ), то измеряются дебиты отдельных компонентов. • В число режимов цикла в большинстве случаев включается так называемый нулевой режим, соответствующий полной остановке скважины (дебит равен нулю). • При нулевом режиме Рpаб = Рпл. • Полученные данные используются для построения графика зависимости дебита скважины от забойного давления или от перепада между пластовым и забойным давлением. • Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин.
Особенности исследований • – дебит скважины (фильтрация жидкости в пласте) определяется перепадом давления (депрессией на пласт), который имеет место между давлением на контуре питания ( Рпл) и на забое скважины (Рзаб). • Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости. • Вращение этой линии вокруг оси скважины образует воронку депрессии. • Основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до 10 -20 м от скважины. Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, мы определим параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС). График распределения давления по пласту от скважины к контуру питания
• При построении индикаторных диаграмм в координатах дебит— забойное давление (q—Рзаб) и координатах дебит— депрессия (q —Δр) для нефтяных (безводных и обводненных) нефтегазовых скважин принято величины забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит — по оси абсцисс. • Положение осей выбирается так, чтобы точка их пересечения , имела координаты q = 0, Рзаб≈Рпл. • Индикаторные диаграммы эксплуатационных скважин располагаются ниже оси абсцисс.
• При построении диаграмм для нагнетательных водяных скважин положение осей координат обычно выбирают таким образом чтобы индикаторная линия располагалась выше оси абсцисс
• Эксплуатационные скважины могут иметь прямолинейные диаграммы, криволинейные—с выпуклостью, обращенной к оси дебитов, и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая криволинейна • Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямолинейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси дебитов или к оси давлений, и диаграммы прямолинейнокриволинейные а) эксплуатационные скважины б) нагнетательные скважины Возможные формы индикаторных диаграмм
• Прямолинейная индикаторная диаграмма (линия 1) получается при режиме фильтрации, описываемом законом Дарси Для одиночной скважины с круговым контуром питания для радиального притока жидкости к скважине справедлива формула Дюпии: На практике чаще всего получают диаграммы с искривлением -в сторону оси депрессий (режим истощения) или -в сторону оси дебитов (действие различных участков залежи с различной проницаемостью; -действие неустановившихся режимов фильтрации, обобщенное уравнение притока имеет вид:
Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях: • 1 допущение – метод основан на допущении, что скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса Rк, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Рпл. Для нефтяного пласта за контур питания скважины обычно принимаем окружность со средним радиусом, равным половине расстояния до соседних скважин. • 2 допущение – возмущения, произведенные в скважине не передаются за пределы этой зоны. • 3 допущение – режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются.
Теоретической основой проведения данного вида исследования скважин является уравнение притока: Q=K(Pпл-Рзаб), где К – коэффициент продуктивности • где Q – дебит скважины, см 3/с; k – проницаемость продуктивного пласта, мкм 2; Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давление, кгс/см 2; h – толщина пласта, см; - вязкость жидкости, м. Па с; Rк – радиус контура питания, м; Rс – радиус скважины, м.
• При исследовании скважин методом установившихся отборов за Rk обычно принимают радиус зоны дренирования данной скважины, равный половине среднего расстояния до ближайшей скважины. • В этом случае давление на границе рассматриваемого контура питания будет ниже, чем Pпл , что вносит неточность в расчеты коэффициента проницаемости.
Коэффициент продуктивности • коэффициент продуктивности скважины зависит от -гидропроводности пласта в ее районе, - от величины приведенного радиуса и -от среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими. • Необходимо учитывать, что в формулах величина k обозначает не физическую проницаемость коллектора, а фазовую проницаемость для жидкости, являющуюся функцией насыщенности пласта этой жидкостью. • При фильтрации однофазной жидкости (другая фаза находится в связанном состоянии) фазовая проницаемость для нее близка к физической проницаемости пласта.
• При эксплуатации пласта, в котором однофазная нефть вытесняется водой, его фазовая проницаемость для нефти (или для воды) на всех режимах исследовательского цикла остается практически постоянной, так как этот процесс вытеснения является весьма медленным, а циклы сравнительно кратковременны. • В случае же эксплуатации пласта, давление в котором равно давлению насыщения нефти газом, часть пор всегда насыщена свободным газом и любое снижение забойного давления приводит к дополнительному выделению газа из раствора и, следовательно, к увеличению газонасыщенности и уменьшению нефтенасыщенности пласта. • При этом уменьшается фазовая проницаемость для нефти. • Это уменьшение наблюдается при переходе от режимов исследовательского цикла с малыми дебитами к режимам с высокими дебитами
Если величина фазовой проницаемости • для жидкости при всех режимах цикла остается постоянной и величины плотности, вязкости и мощности пласта также неизменны, то коэффициент продуктивности исследуемой скважины также должен быть одинаковым при всех режимах цикла. • Это означает, что индикаторная диаграмма для скважины должна быть прямолинейной. • Угловой коэффициент этой прямой или, что тоже, тангенс угла ɸ между индикаторной линией и осью давлений (депрессий) численно равен коэффициенту продуктивности скважины: • Q=K(Pпл-Рзаб) =KΔP K=Q/ΔP=tg ɸ
• Нефтяные, нефтеводяные и водяные скважины (в пласте отсутствует свободный газ) имеют, как правило, прямолинейные диаграммы (линии 1 ). • . Встречаются и исключения из этого правила — случаи, когда, несмотря на отсутствие свободного газа в пласте, или вся индикаторная линия, или ее часть оказываются криволинейными. Это может происходить главным образом по двум причинам: 1) процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиняется линейному закону (закону Дарси); 2) изменяется физическая проницаемость пласта при переходе от одних режимов цикла к другим
• Установлено, что прямая зависимость между расходом жидкости, фильтрующейся через пористую среду, и градиентом давления (закон Дарси) наблюдается лишь в определенном диапазоне скоростей фильтрации. • Существуют нижний и верхний пределы скорости фильтрации, между которыми закон Дарси справедлив. • Если же скорость фильтрации меньше нижнего или больше верхнего предела, то ее зависимость от градиента давления становится нелинейной. • Со скоростями меньше нижнего предела при исследовании скважин сталкиваться практически не приходится, скорости же, превышающие верхний предел, часто наблюдаются в пластах вблизи забоев высокопроизводительных эксплуатационных и нагнетательных скважин и особенно газовых скважин. В последнем случае линейный закон фильтрации, как правило, нарушается.
• Величина верхнего предела скорости фильтрации в зависимости от структуры порового пространства, свойств жидкости и других факторов может изменяться в широком диапазоне и определить ее заранее трудно. • Один из способов ее оценки основывается на анализе индикаторных диаграмм. • При проявлении нелинейного закона фильтрации индикаторные диаграммы оказываются криволинейными с выпуклостью в сторону оси дебитов (кривые 2 и 3 и кривые 2 и 4 на ).
• Изменение физической проницаемости коллектора в зависимости от величины забойного давления может происходить при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться при увеличении забойного давления (нагнетание рабочих агентов) и сжиматься при снижении давления (отбор жидкости или газа). • В подобных случаях индикаторные диаграммы также оказываются криволинейными, причем для эксплуатационных скважин они обращены выпуклостью к оси дебитов (кривая 2 ), а для нагнетательных — выпуклостью к оси давлений (кривая 3 ).
• Индикаторные диаграммы скважин, эксплуатирующих пласты с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, криволинейны с выпуклостью, обращенной к оси дебитов. • Заметим, что по эксплуатационным скважинам индикаторные диаграммы не могут иметь форму кривых с выпуклостью, обращенной к оси давлений (депрессий). • Если такие диаграммы все-таки получаются, то это указывает на дефекты исследований (ошибки приборов, не вполне установились режимы цикла и т. п. ).
• Из определения коэффициента продуктивности следует, что он остается постоянным при всех режимах цикла, если индикаторная диаграмма прямолинейна; • уменьшается с увеличением депрессии, если индикаторная диаграмма криволинейна, и имеет выпуклость, обращенную к оси дебитов; • увеличивается с увеличением депрессии в случае криволинейных диаграмм с выпуклостью, обращенной к оси давлений (депрессий). • На основании индикаторных диаграмм устанавливаются оптимальные нормы отбора жидкости и газа и закачки рабочих агентов по скважинам. • Сопоставление диаграмм, полученных по одной скважине в различное время, позволяет судить об изменении насыщенности пласта в ее районе, об изменении проницаемости пласта в призабойной зоне и т. п.
• Если на скважине проводится какое-либо мероприятие, связанное с изменением степени или характера вскрытия пласта или повышения его проницаемости в призабойной зоне, то сопоставление индикаторных диаграмм до и после проведения мероприятия позволяет судить о действительной эффективности последнего. • С помощью индикаторной диаграммы можно непосредственно определить величину средней гидропроводности пласта в районе скважины на момент исследования. •
• Чтобы определить среднюю проницаемость пласта, необходимо по данным других исследований (геофизических и лабораторных) определить параметры h и µ. • Способ обработки результатов исследований методом установившихся отборов с целью определения параметра гидропроводности выбирается -в зависимости от условий фильтрации жидкости в районе скважины (одно- или многокомпонентная смесь) и формы полученной индикаторной диаграммы. • Для анализа сложных индикаторных кривых используют интерпретацию кривой зависимостью вида:
Выводы • Изменение формы индикаторной линии объясняется наличием дополнительных факторов влияния на режим фильтрации: • -образованием области с двухфазной фильтрацией, • -изменением проницаемости, • -изменением скорости движения жидкости в пласте, • -различным по времени вступлением в режим фильтрации разных прослоев или пропластков залежи.
Недостатком метода • исследования скважин по индикаторным диаграммам является необходимость в замерах давления на установившихся режимах работы, что означает длительный интервал времени выдержки скважины в заданном режиме. • К тому же процесс исследования предполагает вывод скважины из режима нормальной эксплуатации и применения глубинного оборудования, требующего значительных эксплутационных затрат.
Последовательность проведения исследований • 1. Устанавливают несколько режимов работы скважины • обычно не менее 4 режимов – для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика. • Как правило это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют заб ( ). • Для газовых скважин – это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины. • Для нефтяных скважин: • а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации; • б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации.
• Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть: • -изменением длины хода полированного штока (l); • -изменением числа качаний балансира (n); • -одновременным изменением длины хода штока и числа качаний. • Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта) прибегают изменению глубины подвески насоса. • В этих случаях на всех режимах Ндин жидкости как правило, остается на приеме насоса и Рзаб определяется по гидростатической формуле: Рзаб= g(H-Hдин) • На скважинах, оборудованных ЭЦН изменение режима эксплуатации производится уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.
• На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при Pпл>Pнас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1… 5 суток. • Дебит и давление измеряют в конце периода установления. • После этого скважину переводят на новый режим. • Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье.
2. Замеряют необходимые значения параметров • • При исследовании замеряют: а) дебит нефти (газа); б) пластовое давление; в) забойное давление; г) количество выносимого песка; д) количество выносимой воды; е) газовый фактор продукции скважины.
• В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. • Так, если при всех режимах эксплуатации Рзабi>Pнас, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. • В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной (однородный пласт, однофазная фильтрация, ламинарный режим фильтрации), достаточно ограничиться изменением дебита, обводненности, Рзаб и = Рпл-Рзаб только на одном режиме. • Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом Q= V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на «Спутники» . • Нефть подается только в закрытые сборные пункты
Пластовое давление • – определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах. Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями: -прямым – с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный); -расчетным – гораздо сложнее, т. к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движении двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т. д. • Значения Рзаб получаются менее точными: а) в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа 0: Рзаб = Ру+g ж. Н б) в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимости от давления ж = f(H) = f(P) Рзаб=Ру+g. H ж(Н) – графоаналитический метод в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи Рзаб=(Н-Ндин)g ж(Н) , где Ндин –динамический уровень жидкости в скважине.
3. По результатам исследований заполняют таблицу Таблица. 1 Результаты исследования скважины Режим Рпл Рзабi Pi=Рпл-Рзаб Q К 1= Q/ 1 Рпл Рзаб 1 Q 1 К 1 2 Рпл Рзаб 2 Q 2 К 2 3 Рпл Рзаб 3 Q 3 К 3 4 Рпл Рзаб 4 Q 4 К 4 •
4 Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований • По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), • Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси. • Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q = f( )) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0, 5… 1, 0 МПа). • Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб) (тем более для Q = f( )).
• При малых депрессиях (порядка 0, 2… 0, 3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Рзаб) построить не удается. • В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f( ). • Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Рзаб, т. к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность =Рпл-Рзаб почти не влияют. • Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.
Индикаторная диаграмма Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса Rк.
• Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пластовому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими. • Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат. • Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб Рпл=Рк. Индикаторная диаграмма Q=f( ) строится для определения коэффициента продуктивности скважин К. В пределах справедливости линейного закона фильтрации жидкости, т. е. при линейной зависимости Q=f( ), коэффициент продуктивности является величиной постоянной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс).
По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта. Откуда коэффициент гидропроводности Проницаемость пласта в призабойной зоне Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины : -вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой - и измеряемые величины (дебит, динамическая вязкость и др. ) приведены к пластовым условиям.
• Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными. Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2 - неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации. Искривление индикаторной линии в сторону оси P ( кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами: 1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при которых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр) 2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области. 3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб. Искривление ИД в сторону оси Q (кривая 3) объясняется двумя причинами: 1) некачественные измерения при проведении исследований; 2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.
В случае измерения дебитов гидродинамически несовершенной скважины в поверхностных условиях необходимо это учесть следующим образом • По коэффициенту продуктивности определяются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине: • Где - объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти; • Rк - радиус контура питания rc - радиус скважины по долоту; • h - эффективная толщина вскрытого скважиной пласта; • с - дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жидкости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскрытия).
• Продуктивные пласты, как правило, неоднородны Глубинные дебитограммы Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Рзаб (т. е. с ростом P=(Рпл-Рзаб) растет работающая толщина пласта (hэф. ), откуда по формуле Дюпюи растет Q (кривая 3). Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f( ). Если замеренное пластовое давление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма (кривая 1) будет располагаться ниже фактической. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии. Если замеренное пластовое давление окажется ниже фактического, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяции его в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов ( кривая 3). Это может привести исследователя к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к оси дебитов вид
• Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде: а саму индикаторную диаграмму для ее спрямления изображают в координатах • где а и b – постоянные численные коэффициенты. Коэффициент b зависит от конструкции забоя скважины. • Получим индикаторную прямую в координатах Δр/Q=f(Q) отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q, равным b. В этом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной, зависящей от дебита скважины Отрезок а, отсекаемый на оси ординат может быть выражен как, где С 1 и С 2 – фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия. По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта Индикаторная диаграмма при нелинейном законе фильтрации: а - ИД в координатах Δр - Q; б - ИД в координатах Δр /Q - Q.
• Если исследуются скважины, вскрывшие трещиноватый коллектор, т. е. искривление индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q , определяется деформацией пласта или одновременно и деформацией, и нарушением линейного закона фильтрации, то обрабатывать данные таких исследований следует по формулам, учитывающим и деформацию, и нарушение линейного закона фильтрации за счет инерционных сил. Проницаемость трещиноватого пласта при начальном давлении определяется по формуле При фильтрации в пласте газонефтяной смеси коэффициент продуктивности в принципе величина переменная и зависит от депрессии. Если обработку индикаторной диаграммы проводить также, как и для фильтрации однофазной жидкости, то в итоге можно определить фазовые гидропроводность и проницаемость для нефти при разных забойных давлениях.
Если скважина эксплуатирует несколько пластов, вскрытых единым фильтром, то ее необходимо исследовать одновременно глубинными дебитомером (расходомером) и манометром • Снятие профилей притока на нескольких режимах работы скважины с одновременным замером забойного давления на каждом из них позволяет определить для каждого пласта (пропластка) величины коэффициента продуктивности (или приемистости - для нагнетательных скважин) и текущего пластового давления. • Если индикаторные кривые по скважинам и по пропласткам на исследуемом объекте получаются прямолинейными, то для указанных целей достаточно исследовать скважины на трех режимах работы • Если же можно ожидать нелинейности индикаторных кривых, то исследования следует проводить на пяти - семи режимах. • Результаты исследования по пропласткам и для всего пласта в целом наносятся на общий график Индикаторные линии по скважине с тремя пропластками в разрезе пласта и общая индикаторная линия по скважине. Коэффициенты продуктивности определяются для каждого j–того пропластка по формуле Пластовые давления в каждом из пропластков определяются путем экстраполяции индикаторных линий до пересечения с осью забойных давлений
Скачать презентацию Исследование скважин при установившихся режимах работы Метод снятия
6Индикат кривые.ppt