3.Гідродинамічні дослідження свердловин на усталених режимах

Мета дослідження - це контроль продуктивності свердловини, вивчення впливу режиму роботи на продуктивність та оцінка фільтраційних параметрів пласта, тобто отримання та оброблення індикаторної діаграми (лінії) свердловини - залежності її дебіту Q від депресії тиску , тобто , де депресія тиску .

Технологія дослідження полягає в безпосередньому вимірюванні дебітів видобувної свердловини (або приймальностей нагнітальної свердловини) і відповідних їм значин вибійного тиску послідовно на кількох (не менше трьох), попередньо забезпечених, усталених режимах роботи. Тривалість стабілізації режиму роботи залежить від фільтраційної характеристики пласта; вона, як правило, оцінюється дослідним шляхом (рядом послідовних вимірювань дебіту ( до настання сталої величини) і становить від кількох годин до 2...5 діб.

Дебіт вимірюють на групових вимірних устаткованнях типу "Супутник" або інколи (на необлаштованих площах) за допомогою індивідуальних вимірних устатковань, які містять трап і вимірну ємність.

Дебіт газу вимірюють на вимірних устаткованнях турбінними лічильниками (типу Агат-1), а на індивідуальних вимірних устаткованнях (на виході з трапу) - турбінними лічильниками або з допомогою дифманометрів з дросельними пристроями. Приймальність водонагнітальних свердловин вимірюють лічильниками або витрато­мірами діафрагмового типу на КНС.

Одночасно визначають газовий фактор і відбирають із викидних ліній (або із вимірних ємностей) проби рідини на обводненість і наявність піску. Проби аналізують у лабораторіях.

Пластовий тиск р вимірюють у зупинених свердловинах, переважно в період здійснення ремонтних робіт, коли тиск у свердловині стабілізувався, а відтак будують графіки його зміни в часі, екстраполюючи на дату дослідження. Існують й інші методи його визначення (див. нижче).

За результатами дослідження будують індикаторні діаграми (рис. 5.4). Значини масового дебіту в поверхневих умовах перераховують шляхом ділення їх на густину розгазованої рідини, а значини об'ємного дебіту в поверхневих умовах на пластові умови перераховують з допомогою об'ємного коефіцієнта b, перемножуючи виміряну значину об'ємного дебіту на об'ємний коефіцієнт b.

Якщо індикаторна діаграма - пряма лінія (див. рис. 5.4, лінії 1, 1^/), що спостерігаємо в разі фільтрації однофазної рідини (нафти, води) або водонафтової суміші за законом Дарсі, то як тангенс кута у нахилу лінії до осі депресії тиску визначаємо коефіцієнт продуктивності (приймальності) свердловини:

причому чим більший кут , тим більший коефіцієнт продуктивності свердловини.

Зазначимо, що для оброблення результатів гідродинамічного дослідження за даним виразом в основному використовують ПЕОМ, чим забезпечується оперативність і висока точність.

Коефіцієнт продуктивності, як відомо, характеризує дебіт свердловини за депресії тиску і записується так:

де - коефіцієнт проникності і працююча товщина пласта; - динамічний коефіцієнт в'язкості рідини; - радіус зони дренування (умовного контура живлення) пласта і зведений радіус свердловини.

Я кщо взяти радіус таким, що дорівнює середньоарифметичній величині половин відстаней від досліджуваної свердловини до сусідніх свердловин, а рівним радіусу свердловини по долоту або з урахуванням гідродинамічної недосконалості (з використанням графіків В.І.Шурова чи емпіричних формул або результатів дослідження на неусталених режимах), то визначимо коефіцієнт гідропровідності пласта

Якщо , то гідродинамічна недосконалість свердловини враховується у величині коефіцієнта гідропровідності .

Якщо динамічний коефіцієнт в'язкості відомий за результатами лабораторного дослідження глибинних проб рідини, а товщина пласта визначена геофізичними або дебітометричними методами, то знайдемо коефіцієнт проникності таста:

або коефіцієнт провідності kh чи коефіцієнт рухомості

І ндикаторну діаграму в разі припливу в'язкопластичної нафти показано на рис. 2.7, а (див. § 2.9) і на рис. 5.4, а (лінія 5). Коефіцієнт продуктивності свердловини тоді визначається за формулою:

де - початковий перепад тиску.

У разі викривлення індикаторної діаграми, що не так часто спостерігається, надійність результатів оброблення невисока.

Причинами викривлення індикаторних діаграм видобувних свердловин можна назвати відповідно до ліній на рис. 5.4, а: 2 - за порушення закону Дарсі (інерційні опори), залежність коефіцієнта проникності (деформації тріщин) від тиску, або за також виділення газу із нафти (газована нафта); З - порушення лінійного закону Дарсі в разі перевищення критичної депресії тиску (за ), виділення газу з нафти (газована нафта за , 4 - підключення інших пропластків у роботу (збільшення ефективної товщини пласта; див. також § 2.9), збільшення коефі­цієнта продуктивності свердловини (через винесення кольмату-вальних частинок), перетікання рідини між пластами, неусталені процеси перерозподілу тиску (витрат рідини) в пласті (за малих коефіцієнтів п'єзопровідності пласта), неусталені капілярні ефекти під час руху водонафтової суміші в дрібнопористому середовищі. Пригадаємо, що опуклі до осі дебіту індикаторні лінії (лінії 2 і 3) можуть пов'язуватися з газонапірним, розчиненого газу, гравіта­ційним і мішаним режимами роботи нафтового пласта.

Викривлення індикаторних діаграм нагнітальних свердловин (див. рис. 5.4, б) можуть бути зумовлені або порушенням закону Дарсі (лінія Т), або деформацією тріщин (лінія 3^а), або одночасно обома причинами.

Слід наголосити, що названі причини здебільшого проявляються разом. Якщо вдається виділити причину викривлення, то для оброблення індикаторних діаграм потрібно звернутися до відповідних розрахункових формул, які вивчаються в підземній гідрогазомеханіці і описано в довідниках.

У загальному випадку рівняння припливу можна записати у вигляді степеневої формули

(5.13)

де - коефіцієнт пропорціональності як функція депресії тиску

• (або точніше, вибійного тиску ); - показник степеня - показник режиму фільтрації (для опуклих до осі Q ліній , для ввігнутих , для прямих ).

Невідомими можуть бути величини , які обчислюємо з системи трьох рівнянь, яку складаємо згідно з рівнянням (5.13) для будь-яких трьох точок індикаторної лінії:

при цьому беремо

Якщо пластовий тиск відомий, то для інтервалів вимірювання можна встановити залежність

Фільтрацію можна описати також двочленною формулою:

для графічного чи аналітичного визначення коефіцієнтів фільтраційного опору А та В якої індикаторну лінію перебудовуємо в пряму в координатах Тоді знаходимо відповідно як відрізок на осі ординат і як кутовий коефіцієнт прямої, причому , де К_о - коефіцієнт продуктивності свердловини.

У разі припливу газованої нафти, коли оброблення даних дослідження здійснюється з використанням функцій Христиановича (див. § 2.3), тобто

де - різниця функцій Христи­ановича;

динамічний коефіцієнт в'язкості пластової нафти

(за пластового тиску).

І ндикаторна діаграма тоді буде прямою лінією в координатах Q або від У разі багатотастового об'єкта експлуатації за даними дебітометричних досліджень індикаторні діаграми зручніше будувати як залежність від р_в (рис. 5.5), причому вибійний тиск р_в зводять для кожного пласта до одної площини порівняння (зведений тиск). За таких координат пластовий тиск можна знайти графічно чи аналітично (див. рис. 5.5) або за формулою:

де коефіцієнт продуктивності Ко визначається із графіка як тангенс кута , тобто

Q

Дебіт свердловини за вибійного тиску називають потенційним дебітом (див. рис. 5.5).

Із рис. 5.5 випливає, що на першому режимі з пластів І і ІІІ рідина з витратою перетікає в пласт ІІ, оскільки Зведені пластові тиски в І і ІІІ пластах рівні Що свідчить про їх гідродинамічний зв'язок (про приналежність до одного покладу). За тангенсами кутів можна визначити коефіцієнти продуктивності кожного пласта і об'єкта в цілому.