При добыче нефти и газа, комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетатель­ной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, при­менительнок" добывающей скважине называют депрессией на забое скважины АР_СКВД, применительно к нагнетательной скважине - ре­прессией на забое скважины АР_СКВД. В качестве обобщающего тер­мина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление ДР_ЗАБД меньше теку­щего пластового давления АР_{ПЛ ТЕК} на величину депрессии, в нагне­тательной скважине АР_ЗАБН больше АР_ПЛТЕК — ^на величину репрес­сии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнета­тельной скважинах определяются выражениями:

^СКВ.Д РЗАБ.Н Р'пЛ.ТЕК' (6.18)

др =Р -Р (6 19)

СКВ.Н ¹ ПЛ.ТЕК ЗАБ.Н ^v '

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной сква­жины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жид­кости яж и приемистостью W::

ЧЖ = ^К'(^РПЛ.ТЕК-РЗЛБМ); < ⁶-²⁰)

W = (P_3AE._H-P_njLTEK)- (6.21)

Здесь К' и К" — коэффициент продуктивности и коэффициент при­емистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0, 1 МПа и в (м³/сут)/0, 1 МПа и характеризующие изменение дебита и прие­мистости скважины на единицу изменения перепада давления в сква­жине. Коэффициенты К' и К" для одной и той же скважины обыч­но имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала давав­шей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью со­вершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабо­чего агента.

Дебит скважины по жидкости д_ж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравне-

^ниям: Ink h\P

АПК П1\Г_СКВД

я_ж =------------ „—; (б-²²)

Aln(—)

_wjKk_nphKP^ _{(6 23)}

мН—)

^г»р

где к_пр — проницаемость пласта;

h — толщина пласта;

& Р_СКВД(Н) = Р_пл — Р_ЗАВ в добывающей (нагнетательной) скважине;

R_K — радиус условного контура питания скважины:

г_пр — приведенный радиус скважины;

fi — соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины R_K принимают рав­ным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины г_пр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Соответственно коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

К' = (2тсА'_ирЛ)/[ц_н 1п(К_к/г_яр)]; (6.24)

К" = (2 Kk_nvh) /[ц_в ln(i? _K / г_пр)], (6.25)

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между де­битом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 127). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в свя­зи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной ис­кривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

6 Ар, МПа

Рис. 127. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин: qH — дебит скважин по нефти; W— приемистость скважин; АР — депрессия (репрессия) на забое скважины

Ар, МПа

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

^РПЛ ^РЗАБ Уж/ К ■

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффи­циент К'(К" ) остается постоянным в интервале исследованных режи­мов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепа­да давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кри­вой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответ­ствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктив­ности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приеми­стости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассма­триваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удель­ным коэффициентом продуктивности (приемистости) К_уд, характе­ризующим значение коэффициента продуктивности (приемисто­сти) К'(К" ) на 1 м работающей толщины пласта И:

К_уд = К/И. (6.26)

Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении филь­трационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа q_r в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления Р²_ПЛ — Р²_ЗАБ

 

q ={2 nk hT / •Г I пр CT

P и Z\n(R lr )T

< Рш~Р1б)> «2D

_атг~_г \ _K up' jjjj

 

где k_np — коэффициент проницаемости;

h — эффективная толщина;

Т_ст = 273 К; Т_ст -(273- t_njI); Р_АТ = 105 Па;

/л — вязкость пластового газа;

Z— коэффициент сверхсжимаемости газа;

R_K — условный радиус контура питания;

^Г_ПР — приведенный радиус скважины.

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в ко­ординатах q_r и (Р²_{пл тек} - Р²_{: ш}) / <?, • Уравнение индикаторной линии имеет вид

(Р² пл.ТЕК - ^p2sJ /q_r=A+Bq, (6.28)

где А и В — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от кон­струкции скважины (В).

Коэффициент А численно равен значению (Р²_ПЛТЕК — Р²_ЗАБ) / Я_г в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.

Л = P„H_rZ In(Я_к /г_пр)Г_пд /(2nk_avhTj (6.29)

По данным исследования скважин (по методу установившихся от­боров) оценивается основная фильтрационная характеристика пла­ста — коэффициент проницаемости, а также комплексные характери­стики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свой­ства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

£ =K_nph/n, (6.30)

где к_ПР — проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

h — работающая толщина пласта;

/л — вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м⁵/(Н • с).

⇐ Предыдущая16171819202122232425

Поделиться: