Та методи обробки кривих відновлення тиску

Дослідження свердловин на неусталених режимах фільтрації полягає в реєстрації зміни тиску та припливу у свердловині після припинення відбору чи закачування або створення депресії чи репресії на пласти.

Найбільш поширеними у промисловій практиці є: метод гідропрослуховування, в осно­ву якого покладено залежність між зміною тиску в спостережній свердловині після зміни режиму роботи збуджуючої свердловини (пуск у роботу, зупинка відбору чи закачування); метод відновлення тиску (рівня) у самій збуджуючій свердловині після зміни режиму робо­ти свердловини або після припинення закачування чи відбору.

Графіки зміни тиску на вибої свердловини після припинення закачування чи відбору дістали назву кривих відновлення тиску (КВТ).

Технологія одержання КВТ передбачає: замір вибійного, буферного і затрубного тисків перед зупинкою свердловини; припинення відбору чи закачування; постійна реєстрація зміни вибійного, буферного та затрубного тисків протягом деякого часу після закриття свер­дловини до їх стабілізації.

Тривалість реєстрації КВТ залежить від колекторських властивостей пластів і може ста­новити від декількох годин до декількох діб, а для пошукових і розвідувальних свердловин визначається тривалістю відновлення вибійного тиску до пластового.

Найбільш простий аналітичний вираз кривої відновлення тиску одержано для доскона­лої свердловини в необмежених пластах, зупиненої після відбору продукції чи закачування води на усталеному режимі, або ж після відбору чи закачування (переважно для розвідувальних та пошукових свердловин) протягом деякого відрізку часу Т:

для свердловин з обмеженим часом роботи:

(14.13)

для свердловин, закритих після відбору чи закачування на усталеному режимі фільтрації:

(14.14)

де (— х) — інтегральна експоненціальна функція; Q - дебіт перед зупинкою свердловини, мЗ/доб; Т - тривалість відбору чи закачування; - поточний час після закриття свердлови­ни; х =

Відомо багато методів обробки кривих відновлення тиску, наприклад метод Хорнера.

З урахуванням величини функції при значеннях аргументу < 0,1 рівняння (14.13)з достатньою для практичного застосування точністю записується

(14.15)

де - поточний вибійний тиск у свердловині на момент часу після її закриття.

Графічним зображенням залежності (14.15) є пряма з кутовим коефіцієнтом нахилу, обернено пропорційним гідропровідності пластів, яка відтинає на осі тисків відрізок, що дорівнює пластовому тиску.

На основі кривої відновлення тиску визначають: гідропровідність пластів, м³/ (до­ба • МПа), або (мкм² • см) / (мПа • с),

(14.16)

проникність і п'єзопровідність пластів, мкм² або см²/с,

(14.17)

скін-ефект

(14.18)

де - тиск вибійний в кінці припливу або перед закриттям свердловини; Т - час роботи свердловини, хв; С = 135 - поправочний коефіцієнт для розрахунку скін-ефекту (табл. 14.1);

Таблиця 14.І.

Гідропровід­ність пластів, мкм2·си/мПа·с	Величина поправки для різник значень ефективної товщини пластів (h). см, на квадрат радіуса стовбура в інтервалі пластів (r ), см	Середнє значення коефіці­єнта
0,1	1,5	1,2	0,9	0,7	0,4	0,5	0,4	0,3	0,6
0,5	2,2	1,9	1,6	1,3	1,0	0,7	0,5	0,4	1,3
11,0	2,5	2,2	1,9	1,6	1,3	1,0	0,7	0,6	1,6
2,0	2,8	2,5	2,2	1,9	1,6	1,3	1,0	0,9	1,9
5,0	3,2	2,9	2,6	2,3	2,0	1,7	1,4	1,3	2,3
10,0	3,5	3,2	2,9	2,6	2,3	2,0	1,7	1,6	2,6
20,0	3,8	3,5	3,2	2,9	2,6	2,3	2,0	1,9	2,9
50,0	4,2	3,9	3,6	3,3	3,0	2,7	2,4	2,3	3,3
100,0	4,5	4,2	3,9	3,6	3,3	3,0	2,7	2,6	3,6
200,0	4,8	4,5	4,2	3,9	3,6	3,3	3,0	2,7	3,9

додаткові втрати депресії при наявності скін-ефекту:

(14.19)

відношення продуктивності (ВП)

ВП = (14.20)

потенційний коефіцієнт продуктивності

(14.21)

радіус привибійної зони, см,

(14.22)

де - відрізок часу, рівний тривалості відновлення тиску у привибійній зоні свердловини. Метод дотичної. При малих значеннях аргументу < 0,1 рівняння (14.14) набуває вигляду

(14.23)

або

(14.24)

Графічне зображення залежності (14.24) використовують для визначення параметрів пластів, прямолінійний кінцевий відрізок якої або ж дотична до кінцевого відрізку характе­ризують фільтраційні опори:

м³/(добу•МПа), або 0,208 (мкм²•см)/мПа• с (14.26)

-0,35; с-¹;

(14.27)

де - тривалість відновлення пластового тиску, хв.

Незважаючи на простоту обробки, методи Хорнера та дотичної мають ряд недоліків, які негативно впливають на точність визначення параметрів пластів. Головними з них є довільність у проведенні дотичної до кінцевого відрізка графіка КВТ та порушення залежно­стей (14.13) і (14.14) внаслідок немиттєвого припинення припливу з пластів у свердловину після її закриття. Тому описані вище методи використовують переважно для обробки кінцевих прямолінійних відрізків КВТ, які характеризують фільтраційні параметри віддалених від свердловини зон пластів.

Для детальнішого визначення фільтраційних параметрів пластів на основі початкових участків КВТ розроблено і використовується декілька методів обробки графіків відновлення тиску з урахуванням припливу у свердловину після її зупинки.

Залежно від способу обліку припливу методи діляться на диференційні, диференційно-інтегральні та інтегральні.

Об'єм припливу у свердловину, м³, після її зупинки визначають за допомогою глибин­ного дебітоміра або ж розраховують на основі відновлення вибійного, буферного і затрубного тисків за формулою

(14.28)

де - площа внутрішнього перерізу насосно-компресорних труб; — площа перерізу затрубного простору, м²; - густина нафти, кг/м;³ - приріст тиску протягом часу після закриття свердловини відповідно вибійного, буферного і затрубного, МПа.

На основі об'єму припливу визначають поточні дебіти: середній = та миттєвий

Диференційний метод Борисова. В основу методу покладено розв'язок Маскета для точкового стоку в необмеженому пласті при змінному дебіті

(14.29)

де

- дебіт свердловини перед її закриттям, м³/добу.

На основі криво! відновлення тиску, використовуючи формули (14.16)-(14.21), визна­чають параметри пластів.

Метод Чарного-Умріхіна базується на розв'язуванні диференційного рівняння Маскета для припливу рідини з необмеженого пласта у свердловину при змінному в часі дебіті:

де

(14.30)

Графік відновлення тиску в координатах у= згідно з рівнянням (14.30) є пряма, кутовий коефіцієнт нахилу якої до осі х = характеризує гідропровідність пластів:

, або

аза величиною відрізка, який відтинає пряма на осі абсцис , визначають комплекс

Інші параметри знаходять за формулами (14.17) - (14.21).

Інтегральний метод УкрНДГРІ. В основу методу покладено розв'язок Чекалюка для радіального припливу при змінному дебіті з необмеженого пласта у свердловину обмежено­го радіусу

(14.31)

Основним розрахунковим рівнянням методу є

(14.32)

де - інтеграл Дюамеля; - функція припливу при одиничній депресії,

(14.33)

Підставляючи значення функції припливу з рівняння (14.32), одержуємо кінцеву фор­мулу для визначення фільтраційних параметрів пластів за методом УкрНДГРІ

де

м^л/добу; (14.34)

= 0,075 + 0,925

Крива відновлення тиску в координатах у = І та буде відображенням фільтраційних опорів у пластах на шляху радіального стоку продукції до свердловини перед її закриттям. Для однорідних пластів залежність (14.34) буде пря­молінійною, за нахилом якої до осі часу визначають гідропровідність пластів:

м³/(добу • МПа) або (14.35)

а за величиною відрізка що відтинається нею на осі абсцис, знаходять комплексний па­раметр

Метод простежування рівня - основний метод дослідження нефонтануючих свердло­вин і полягає у простежуванні зміни рівня у свердловині після його зниження.

На основі одержаної інформації визначають об'єм припливу та параметри пластів: се­редній та поточний дебіти при динамічному рівні, ; середній коефіцієнт продук­тивності - ; статичний рівень (пластовий тиск) - гідропровідність пластів -

Розрахунок параметрів пластів проводиться на основі кривої припливу у свердловину після створення депресії.

Приплив рідини у свердловину після зниження рівня визначають з використанням за­лежності

(14.36)

де - середній за час підняття рівня дебіт, м³/год; - площа поперечного перерізу труб­ного і затрубного просторів в інтервалі приросту рівня, см²; - -швидкість зро­стання рівня за час м/год.

На основі результатів простежування рівня будують графік швидкості зростання рівня та індикаторну діаграму.

У точці перетину лінії швидкості зростання рівня з віссю рівнів визначають статичний рівень а за величиною її нахилу до осі рівнів визначають коефіцієнт продуктивності м³/(добу· МПа).

При неможливості прямого заміру пластовий тиск визначають на основі статичного рівня за формулою

(14.37)

де р - величина пластового тиску, МПа; - глибина заміру тиску, м; - статичний рівень, м; - середня густина рідини у свердловині, кг/м³; - температурний коефіцієнт зміни густини рідини; Г - геотермічний градієнт.

Список літератури

1. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. -М.: Недра, 1973.-245 с.

2. Каменецкий С.Ч., Кузьмин В.М. Нефтепромышленные исследования пластов. -М.: Недра, 1974.-210С.

3. Крафг B.C., Хокинс М.Ф. Прикладной курс технологии добычи нефти. -М.: Гостоп-техиздат, 1963.-460с.

4. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промышленные исследования скважин. -М.: Недра, 1964.-235С.

5. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. -М.: Недра, 1967.-210 с.

6. Чекалюк Е.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. -К.: Гостехиздат УССР, 1961.-286 с.

7. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков М.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1960.-345 с.

Глава 15

Поиск по сайту: