Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Формы кривых восстановления давления и их интерпретация



В природных условиях сравнительно редко встречаются литологически однородные пласты по толщине и простиранию. В процессе работы скважины проницаемость призабойной зоны изменяется по разным причинам. Загрязнение призабойной зоны происходит механическими примесями, смолопарафиновыми отложениями, солями гипса, окислами железа и др. Изменяется и вязкость жидкости в результате закачки холодной воды или ее прекращения, замещения вязких нефтей пластовой или пресной водами и перемещения водонефтяного или газонефтяного контактов при заводнении пластов. На вид кривых восстановления забойного давления в значительной мере влияет то, что практически невозможно мгновенно прекратить приток или подачу жидкости в пласт, выделение газа в призабойной зоне и стволе скважины, изменение давления в них вследствие теплоотдачи и так далее.

Перечисленные факторы влияют на формы кривых восстановления забойного давления, и фактические графики ΔР и ln t отличаются от теоретических. Часто встречающаяся форма кривых восстановления забойного давления показана на рис. 153 а.

Если соблюдать все условия применимости метода исследования скважин по кривым восстановления давления, то график имел бы форму прямой линии с уклоном i = tga и отрезком А на оси ординат (см. рис. 154). В промысловой практике нарушение прямолинейности наблюдается в начале графика, это объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее остановки, так как практически невозможно достичь мгновенной остановки скважины (нужно время на закрытие задвижек); в насосных скважинах повышается уровень от динамического до статического; сжимаемостью жидкости в стволе скважины при повышении давления; выделением свободного газа из нефти постволу скважины при снижении давления.

В некоторых нефтяных скважинах с низкой проницаемостью пласта, с высоким давлением насыщения и значительным газовым фактором время начала выхода графика на прямолинейный участок длится 4 часа и более. Для нагнетательных скважин, в которые закачивается вода, или находящихся на самоизливе график восстановления давления почти сразу выходит на прямолинейный участок. Начальный участок графика восстановления забойного давления (до точки m) рассматривается с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки. Второй участок графика от точки т до точки т1 имеет крутой угол наклона и наибольшее значение углового коэффициента i1. Подставляя его значение в формулу (155), получим наименьший вычисленный коэффициент проницаемости, что говорит о неудовлетворительном состоянии призабойной зоны пласта. По данному участку определяется степень несовершенства скважины, которая характеризуется приведенным радиусом скважины r.Подставляя данный радиус в уравнение Дюпюи для радиального установившегося притока однородной жидкости в скважину

уточняем параметры пласта. Участок графика от т1 до m2 с угловым коэффициентом i2 оценивает фильтрационные свойства удаленной зоны пласта. Это сравнительно большой участок пласта вокруг скважины сложен породами однородной проницаемости, содержащими жидкость постоянной вязкости. Толщина пласта на этом участке на всем простирании одинакова. Коэффициент проницаемости на этом участке, рассчитанный по формуле (156), будет выше проницаемости призабойной зоны пласта. После точки m2 направление графика снова меняется, и повышается угол наклона. Повышение угла наклона объясняется ухудшением литологической характеристики продуктивного пласта или значительным увеличением вязкости жидкости. Чтобы более точно определить факторы, влияющие на угол наклона графика, следует повторить исследование скважины через 3-4 месяца.

Когда на характеры кривых восстановления забойного давления на той же скважине повлияло наличие литологической ограниченности пласта, то точки пересечения прямолинейных участков т1,m2, m3, будут находиться на одном и том же расстоянии от осиординат (см. рис. 155 б). В случае, когда искривление графика связано с разностью вязкостей, насыщающих данный пласт, точки пересечения ть т2, т3 при повторных исследованиях будут отклоняться вправо по горизонтальной оси графика (см. рис. 155 в).

Таким образом, исследование скважин по методу неустановившихся режимов позволяет получать данные по пласту и принимать необходимые решения для рациональной разработки залежи. По результатам исследований скважин до и после проведения того или иного геолого-технического мероприятия можно определить глубину обработанной зоны пласта (рис. 155 г). График 1, построенный до обработки скважины, вначале имеет крутой угол наклона, что указывает на низкую проницаемость призабойной зоны пласта. После проведения обработки призабойной зоны меняется характер начального участка графика 2, а участок подъема имеет почти тот же уклон. Из этого можно делать вывод, что в результате обработки скважины повысился коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, а глубину обработки можно рассчитать до точки т. Выполненные заключения по формам графиков восстановления забойного давления будут более достоверны, если такие исследования провести в соседних скважинах и их результаты сопоставить. Для определения расстояния от ствола скважины до места в пласте, где условия фильтрации жидкости изменяются, можно воспользоваться формулой распределения давления в бесконечном пласте после остановки одиночной скважины, предложенной профессором В.Н. Щелкачевым:

где Р0 - безразмерный параметр Фурье, характеризующий скорость распределения давления в пласте. Остальные параметры прежние:

где х - коэффициент пьезопроводности, м/с; t - время с начала остановки скважины, с; К - текущий радиус, м.

Если Р0 =0,1, давление на забое восстанавливается на 90%, а когда Р0 =0,5, то давление практически восстановилось, и это давление можно принимать за пластовое. В этом случае ΔР(t) — > 0 , и уравнение (159) будет иметь вид

0,8091 + 1п F0=0. (161)

Подставляя в формулу (161) значение безразмерного коэффициента из уравнения (160), получим

Отсюда можно определить расстояние от ствола скважины до любой точки в пласте:

Чтобы пользоваться этой формулой, необходимо построить график восстановления забойного давления в координатах ΔР, ln t. По прямолинейному участку определяют коэффициент проницаемости R и подсчитывают коэффициент пьезопроводимости x по формуле (157), фиксируют на графике точку т, после которой изменяется угол наклона. Значение времени tв точке пересечения и значение x подставляют в формулу (163). С применением метода восстановления забойного давления проводят также исследования на взаимодействие скважин. Для этого на одной скважине изменяют режим работы, а на других соседних скважинах наблюдают за изменением забойного давления. По скорости восстановления забойного давления рассчитывают параметры пласта в радиусе между возмущающей и наблюдательными скважинами.




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.