Doslidjenya2

1.Порушення лінійного закону фільтрації рідини.

Теоретично таке порушення може проявлятись при досягненні певної критичної швидкості фільтрації рідини в пласті, тобто при досягненні певного критичного дебіту свердловини та відповідної депресії на пласт. Існують значні суперечності щодо причин порушення лінійного закону фільтрації однорідної рідини. З однієї сторони, розрахунки за формулами підземної гідрогазомеханіки свідчать, що

вбільшості випадків відчутний вплив інерційних втрат тиску та їх вплив на форму індикаторних ліній повинен спостерігатись при дебітах свердловин (сотні м3/добу). З іншого боку промислові дослідження свердловин на деяких родовищах підтверджують наявність значних інерційних складових загального перепаду тиску, що витрачаються на фільтрацію рідини до свердловини. Так, наприклад, існують дані, що якщо до моменту кислотної обробки свердловин індикаторна лінія є опуклою до осі дебітів (лінія 1, рис. 12.2), тоді після її проведення повторні дослідження фіксують її пряму форму, тобто викривлення індикаторних ліній в цьому випадку неможливо пояснити іншими причинами, крім прояву інерційних сил (наприклад, деформаціями поровотріщинного колектора).

2.Фільтрація в пласті газованої рідини. При фільтрації багатофазних систем (нафта + вода + газ) проявляються ефекти зміни їх фазових проникностей,

219

що і спричиняє відхилення індикаторної лінії припливу рідини до осі Р (лінія 2, рис. 12.2).

3. Наявність в під'єднаному до інтервалу перфорації свердловини кількох нафтонасичених пропластків різної геолого-фізичної будови, приплив рідини з яких значною мірою залежить від величини вибійного тиску свердловини і може змінюватися найрізноманітнішим чином, в тому числі, і увигляді кривої (лінія 3, рис. 12.2).

4.Фільтрація в пласті високов'язкої

(неньютонівської) нафти, при якій спостерігається явище необхідності додаткового перепаду тиску або тиску зсуву для її здійснення (крива 4, рис. 12.2).

Деформація порово-тріщинних колекторів при зміні пластових тисків може також накладати значні відхилення до форм індикаторних ліній. В деяких випадках підвищення депресії на пласт, тобто зменшення тиску в привибійній зоні пласта, може приводити до зменшення дебіту свердловин в зв'язку із зменшенням розкриття тріщин. В цьому випадку форма індикаторних ліній набуває різноманітного характеру, в тому числі стає випуклою до осі дебітів.

12.3 Аналіз обробки результатів дослідження нафтових свердловин при порушенні лінійного закону фільтрації

В основі обробки результатів дослідження нафтових свердловин при отриманні відхилених до осі депресії індикаторних ліній та при фільтрації однорідної рідини ( Pвиб. > Pпл ) лежать відомі

220

формули нелінійної фільтрації: універсальна двочленна та степенева.

Згідно першої формули залежність між перепадом тиску (депресією) P Pпл Рвиб. та дебітом

свердловини визначається за формулою:
Р a Q b Q ,	(12.9)

де a і b - коефіцієнти фільтраційних опорів. Коефіцієнт a в основному залежить від геометрії

фільтраційного потоку, фізичних властивостей продуктивного пласта та рідини, якою насичений продуктивний пласт і він визначається за формулою:

			R
				к.ж
a		k h	ln		.	(12.10)
2				Rзв.

Коефіцієнт b враховує інерційну складову або ту долю депресії, яка витрачається на подолання сили інерції:

			1		1
			Rзв.
b					Rк.ж		,	(12.11)
	(2		h)2 l /

де l / - коефіцієнт макрошорсткості, який залежить від фізичних властивостей пористого середовища продуктивного пласта.

221

Зобразивши рівняння (12.9) у вигляді
Р	a b Q,			(12.12)
Q
видно,	що в координатах	P	f (Q) ,	отримані в
		Q

результаті досліджень точки, повинні лягти на пряму лінію, як показано на рис. 12.3.

Рисунок 12.3 – Індикаторна лінія

Відрізок а , який відсікає продовження цієї лінії з віссю ординат згідно формули (12.10) є величиною, оберненою до коефіцієнта продуктивності, тобто :

222

a	1	.	(12.13)
	K п

Тангенс кута нахилу лінії до осі абсцис, очевидно, дорівнює коефіцієнту b .

tga b .		(12.14)
Отримавши	значення	коефіцієнта

продуктивності К п , визначають за формулою (12.10)

коефіцієнти проникності k та гідропровідності продуктивного пласта. Останні коефіцієнти особливо доцільно визначати при видобутку із свердловини обводненої продукції. В цьому випадку визначення окремого коефіцієнта проникності може привести до значної похибки за рахунок зміни фазової проникності окремо для нафти та води і наявних труднощів та можливих помилок при визначенні в'язкості водонафтової суміші.

Проводити обробку результатів дослідження нафтових свердловин при порушенні лінійного закону фільтрації можна також використовуючи для цього степеневу формулу

Q K	п	P	Р	n .	(12.15)
		пл	виб.

223

При цьому, для визначення коефіцієнта K п (в

даному випадку він є коефіцієнтом пропорційності і є змінною величиною) і показника ступеня фільтрації n необхідно всі отримані значення Q і P розбити на дві групи та використовувати систему двох рівнянь:

1lg Qф n1 lg Kп n 1lg P ;
2 lg Qф n2 lg Kп n 2 lg P ,	(12.16)
де n1 і n2 - число суми значень lg(Qф )	та lg( P) , які

входять в першу та другу групу (повинно бути не менше 3 – 4 значення, щоб забезпечити необхідну точність обробки результатів дослідження).

12.4 Аналіз обробки результатів дослідження нафтових свердловин при усталеній фільтрації газованої рідини

Зменшення тиску в пласті нижче тиску насичення призводить до виділення газу із нафти в привибійній зоні пласта. Поступово, по мірі падіння пластового тиску, зона. сумісної фільтрації нафти і газу поширюється і охоплює весь пласт. Як відомо, при фільтрації газованої рідини появляються додаткові фільтраційні опори, тому індикаторна лінія, як і в попередньому випадку, викривляється до осі дебітів.

224

Рисунок 12.4 – Графічна залежність дебіту газованої рідини від депресії (індикаторна лінія 1) та від вибійного тиску (лінія 2)

Таким чином, коефіцієнт продуктивності К п є

змінною величиною і залежить від депресії на пласт. Тому для визначення дійсної абсолютної проникності продуктивного пласта або його гідропровідності застосовується здебільшого методика, яка ґрунтується на використанні допоміжної функції H . Ця функція має розмірність тиску і враховує зміну фазових проникностей рідини та газу при збільшенні чи зменшенні депресії на пласт.

Рівняння припливу газованої рідини до

свердловини має вигляд
Q Kп Hп Hв ,	(12.17)

225

(Q H )

де Н п і Н в - значення функції Християновича при

відповідних пластових та вибійних тисках. Коефіцієнти продуктивності в цій формулі є аналогічними, як і при фільтрації однорідної рідини і є постійними при збереженні лінійного закону фільтрації.

Таким чином, обробку результатів дослідження нафтових свердловин при фільтрації газованої рідини потрібно проводити шляхом побудови індикаторної лінії в координатах , в яких ця лінія є прямою.

Рисунок 12.5 – Вигляд індикаторної лінії при фільтрації газованої рідини

Після побудови індикаторної лінії в зазначених вище координатах та отримання її у вигляді прямої лінії коефіцієнти продуктивності та гідропровідності вираховуються так, як і в попередніх випадках.

Значення функції Н при пластовому тиску та виміряному на кожному режимі досліджень вибійному тиску проводиться в наступному порядку:

226

1. Доречно проаналізувати ситуацію, припустивши з певним наближенням незалежність, щодо в'язкості нафти і газу та коефіцієнта розчинення газу в нафті від зміни умов фільтрації, визначають безрозмірний параметр а

:

	a	г	Gг ,	(12.18)
		н

де G - газовий фактор (відношення дебіту газу до дебіту рідини в поверхневих умовах, в м3 /м3).

2. Вираховують значення безрозмірного тиску P

:

P	P	.	(12.19)
	a P
	0

3. Користуючись відповідними графіками, формулами чи табличними даними знаходимо

безрозмірне значення функції Н , тобто Н . Основні

графіки для визначення безрозмірної функції Н приведені на рисунках 12.6 та 12.7.

227

Рисунок 12.6 – Графічна залежність Н від Р для випадку зцементованого пісковику при різних значеннях

228