Интерпретация ГДИС нефтяных и газовых месторождений на установившихся режимах фильтрации

Закрепив конец проволоки в  подвесной части прибора, его  помещают в корпус лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность движения ее через сальник.

Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66.

Она предназначена для спуска и  подъема в скважину измерительных  приборов на глубину до 6000 м (глу- бинные манометры, термометры), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них. Привод ее осуществляется от коробки передач автомашины через карданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборов предназначена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки.

Техническая характеристика лебедки:

Диаметр бочки барабана, мм165

Длина бочки барабана, мм200

Диаметр проволоки, мм1,6-1,8

Габаритные размеры, мм:

длина1195

ширина895

высота892

Габаритные размеры агрегата, м:

длина6,1

ширина2,1

высота2,8

Масса, кг:

агрегата4320

лебедки (без проволоки) 323

Для точного отсчета глубины  спуска прибора лебедка оборудована  мерительным аппаратом: мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.

Мерительный аппарат позволяет  определить глубину положения прибора  с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется рычагами.

 

 

3. Оценка продуктивности скважин и свойств призабойной зоны^[7]

 

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (за-

качек), технология которого, разработана как для фильтрации однородной

жидкости гари водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа. В условиях

упруговодонапорного режима эксплуатации коллекторские свойства и строение пластов в удаленных от забоя зонах изучают методом восстановления(падения) забойного давления при прекращении отбора (нагнетания) жидкости из скважины или изменении режима ее работы ('метод КВД). Этот метод исследования скважин в условиях режима растворенного газа в настоящее время находится в стадии разработки.

Для исследования строения пластов в условиях упругводонапорного режима применяют метод гидропрослушивания, основанный на изучении процессов взаимодействия скважин при изменении режимов их работы.

Быстро развиваются термогидродинамичеокие методы исследования колекторов призабойной зоны, основанные на изучении тепловых эффектов, на блюдающихся при истечении жидкостей и газов из пористой среды в сквжину вследствие проявления эффектов Джоуля — Томсона².

Для изучения строения пласта и призабойной  зоны в промысловой практике широко используют методы глубинной дебитометрии. Профили притока и поглощения, построенные по данным скважинных дебитомеров, позволяют судить о степени загрязнения пород в процессе вскрытия пластов и об условиях притока жидкостей и газов в скважины. Упомянутые методы имеют ряд модификаций. Для сокращения времени исследования скважин на приток методом установившихся отборов предложены экспресс методы снятия индикаторных диаграмм, которые позволяют получить продуктивную характеристику пласта и оценить свойства пород призабойной зоны, не ожидая на каждом режиме установившейся работы скважины. Теоретически они основаны на использовании элементов теории упругого режима и стационарного притока жидкости в скважины. Экспресс методы разработаны также для исследования скважин методом КВД. При этом изменение давления в пласте осуществляется путем кратко временного отбора или закачки в скважину некоторого количества жидкостей (как правило, не более одного ее объема). Эти методы обычно применяют для исследования длительно простаивающих скважин. Предложены также различные модификации 'методов гидропрослушивания, которые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления в виде импульсов, гармоничеоких колебаний и др.

При гидродинамических исследованиях скважин получают ценную информацию о свойствах и строении коллекторов для определения свойств пород, изучения строения пласта внутри и вне контура нефтеносности, определения типа коллекторов, строения и свойств призабойной зоны скважин.

Гидродинамические методы исследования позволяют оценить трещинную пористость и проницаемость, ориентацию трещин, их среднюю раскрытость, размеры блоков, слагающих трещиноватый коллектор. Успешно используются эти методы для изучения геологической неоднородности пластов, определения текущего положения водонефтяного контакта (ВНК) между исследуемыми скважинами, а также для определения нефтенасыщенности пластов и других целей. Поэтому наряду с различными методами оценки остаточной нефтенасыщенности пород (удельные отборы нефти из скважин, геофизические измерения и другие) целесообразно использовать результаты исследований, позволяющих судить о степени неоднородности коллекторских свойств пласта в зоне (расположения скважин как об одном из свойств, имеющих связь с остаточной нефтенасыщенностью. По результатам исследований неоднородность. Свойств пород больше в зоне тех скважин, профили притока в которых характеризуются значительной амплитудой колебаний притоков из различных пропластков. Кроме того, следует учитывать, что кривые восстановления давления скважин, эксплуатирующих неоднородные участки пласта, в координатах Ар—In t обычно имеют вид ломаных линий. Результаты гидродинамических исследований скважин позволяют более обоснованно выбрать, например, технологию кислотной обработки, поскольку существенное значение при этом имеют тип коллектора, строение и свойства призабойной зоны пласта. Если, например, окажется, что трещиноватый карбонатный коллектор сложен нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и плохо отдающими нефть, то целесообразен состав кислоты, обладающей высокой способностью капиллярного впитывания в блоки и замедленной реакцией взаимодействия с породой. При этом вероятность более глубокого охвата блоков кислотной обработкой возрастает. Однако следует отметить, что необходимо выбивать методы и объем исследований, дающие достаточную и необходимую информацию для обоснованного проектирования технологии избранного метода воздействия на пласт. Например, недостаточно исследовать неоднородное строение пласта методами математической статистики для проектирования форсированного отбора жидкости из пласта с целью увеличения нефтеотдачи обводненного пласта. Как известно, при форсировании отбора жидкости по некоторым избранным скважинам происходит перераспределение пластового давления и линий тока жидкостей, сопровождающееся включением в разработку ранее слабодренированных участков пласта. Остаточная нефть в обводненных пластах залегает в тупиковых зонах, у непроницаемых границ и на участках с уменьшенной проницаемостью пород. Поэтому выбирать скважины для форсирования отбора и очередность их перевода на новый режим работы следует с учетом геометрии расположения участков, насыщенных нефтью, т. е. необходимо гидропрослушивание пласта. Хорошие результаты определения параметров пласта получены при обработке импульсного гидропрослушивания ≪методом площадей≫.

 

3.1 Определямые параметры при гидродинамических исследованиях^[9]

Выделение продуктивных горизонтов с  их качественной и количественной характеристиками.

Определение параметров призабойной  зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:

— проницаемость системы;

— послойная и зональная неоднородность;

— глинистость, песчанистость и  др.;

— насыщенность.

Определение по отбираемым пробам свойств  насыщающих залежь флюидов:

— физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент

сжимаемости и др.);

— химический состав флюидов (нефти, газа и воды);

— давление и температуру;

— давление насыщения;

— газонасыщенность и др.

Определение комплексных параметров, характеризующих

систему «коллектор—флюид»:

— коэффициент проводимости (гидропроводности) khl\x;

— коэффициент подвижности  ;

— коэффициент упругоемкости 

— коэффициент пьезопроводности

Получение сведений о режиме дренирования:

— однофазная или многофазная фильтрация;

— наличие газовой шапки;

— расположение ВНК и ГНК.

Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).

Получение информации о термодинамических  явлениях в

призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля—Томсона при течении  продукции из пласта в скважину.

Контроль процесса выработки запасов  углеводородов и прогноз этого процесса во времени.

Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного  горизонта (дебитометрические исследования).

Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины.

Определение основных характеристик  скважин:

— коэффициент продуктивности (приемистости);

— приведенный радиус скважины;

— максимально возможный и рациональный дебиты скважины;

— коэффициенты обобщенного уравнения  притока.

Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин.

Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой  системы и его изменении во времени.

 

4.  Метод установившихся отборов

 

Метод установившихся отборов используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пласта в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации).

Параметр K—Q/Ap, который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости или смеси нефти и воды величина К практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимости Q=f(Ap), т. е. к определению К. Если К — существенно переменная величина (фильтрация газированной жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости.

Зависимость Q=f(Ap), графическое изображение  которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до ее окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методам установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется. Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа к газожидкостной смеси.

В результате исследований методом  установившихся отборов можно

определить только коэффициент  продуктивности К добывающей скважины

(коэффициент приемистости для  нагнетательной) или его зависимость  от перепада давления.

 

4.1 Обработка результатов исследований скважин методом установившихся отборов.

Рис. 9 Характерные типы индикаторных диаграмм: 1, 2, 3, 4 – для добывющих  скважин. 1`, 2`, 3`, 4`- для нагнетательных скважин.

 

Основные типы возможных индикаторных диаграмм для эксплуатирущих скважин приведены выше. ^[4]

Прямолинейная диаграмма характерна для ламинарной фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси, диаграмма 2 (прямолинейная в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения нефтигазом Рзаб>Рнас и криволинейная, с выпуклостью коси дебитов, в диапазоне рзаб<<Рнас)  для фильтрации газированной жидкости на участке р3аб<рНас. Диаграммы типа 3 (криволинейные при рзаб>Рнас) указывают на зависимость проницаемости пласта от давления (деформируемыетрещины), нарушение ламинарности фильтрационного потока или на совместную зависимость от этих факторов; диаграмма 4  на проявление указанных факторов при скоростях фильтрации или перепадах давления, превышающих определенные критические значения.

Проявление деформации трещинных каналов при нагнетании в пласт рабочих агентов характеризуется кривой 3', а фильтрация, не соответствующая линейному закону (выпуклость кривой обращена к оси дебитов), — диаграммой 2'. Для скважин, эксплуатирующих многопластовые объекты, возможны более сложные формы индикаторных кривых. Это зависит от подключения пли отключения отдельных пластов при определенных забойных давлениях, перетоков жидкости между пластами, различных характеров фильтрации жидкости в них и т. п.

Рис. 10 Обработка индикаторной диаграммы при фильтрации в пласте изолированной нефти.

 

 

5. Построение индикаторных диаграмм

 

По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Р_заб или от депрессии (Р_пл-Р_заб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси.

Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Р_заб) и Q = f(DR)) 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(Р_заб) (тем более для Q = f(DR)).

При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Р_заб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Р_заб, и Р_пл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(DR). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Р_заб, т.к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Р_пл и Р_заб примерно одинаковы и поэтому на разность DR=Р_пл-Р_заб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.

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

(5.1)

где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях; Р_пл — среднее давление на круговом контуре радиуса R_к.

 

Рис. 11 Индикаторная диаграмма Q=f(Р_заб)

 

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. ^[3]

Индикаторная диаграмма Q=f(Р_заб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (Рис. 12). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Р_заб® Р_пл=Р_к.

 

Рис.12 Индикаторная диаграмма Q=f(Р_заб)

Индикаторная диаграмма Q=f(DR) строится для определения коэффициента продуктивности скважин К.