Проведение линии «нормальной» продуктивности

В процессе обработки данных ИК, КВД и трех кривых КВУ получен сводный график в виде семейства линий связи продуктивности от депрессии (см. рис. 8.6). Как видно из рис. 8.6, значения продуктивности при фиксированной депрессии могут отсутствовать (в диапазоне Δ Р от 0, 1 до 2, 5 МПа) или же присутствовать, например, два раза и более (Δ Р от 3, 5 до 11 МПа). Среди этих замеров пометим те, которые отвечают обсаженной скважине и при заданной депрессии равны максимальным значениям продуктивности. По данным семейства линий этого графика можно построить огибающую сверху линию. Такая линия проходит через точку 3 (КВД) и точки 10, 11 и 12 (КВУ-2). Назовем огибающую линию линией «нормальной» продуктивности ( )*.

 

* Заметим, что при проведении плавной линии мы отказались от фактической линии КВУ-2 в точках 8 и 9, то есть на участке Δ Р от 2, 5 до 5, 5 МПа. Здесь мы использовали гипотезу о том, что для исследуемого коллектора зависимость продуктивности от депрессии должна быть монотонной. Отклонение от этой закономерности связано с недостаточной очисткой приствольной части пласта.

 

Рис. 8.6. Семейство линий связи продуктивности от депрессии

 

Линия нормальной продуктивности ( ) может быть получена в результате оптимальной технологии вскрытия пласта. Все другие линии связи продуктивности с депрессией, которые расположены ниже нормальной продуктивности, будем называть текущей продуктивностью ( ).

Линия текущей продуктивности ( ) определяется зависимостью продуктивности от депрессии, которая имеет место по последнему исследованию, то есть по КВУ₆.

Построение семейства линий связи дебита с депрессией

Для построения зависимости дебита от депрессии проще всего воспользоваться готовыми зависимостями продуктивности от депрессии (см. рис. 8.6). Действительно, дебит можно рассчитать по формуле . В результате пересчета данных ИК, КВД и трех кривых КВУ получен сводный график в виде семейства линий связи дебита от депрессии (см. рис. 8.7).

Рис. 8.7. Семейство линий связи дебита от депрессии

История освоения скважины

Рассмотрим историю освоения продуктивного пласта в реальной скважине. Освоение после перфорации включает в нашем примере 8 основных операций.

1. Смена глинистого раствора на техническую воду и 5 циклов снижения уровня на 600-700 м. В результате этого скважина стала давать нефть.

2. Стационарный режим фонтанирования на штуцерах диаметром dш_т=2, 3 и 2 мм. 15 мая получены данные ИК (см. точки 1 и 2 на рис. 8.1 и 8.7).

3. Скважина закрыта и 20 мая получены данные КВД (см. рис. 8.3 и точку 3 на рис. 8.7).

4. 23 июня проведено снижение уровня до 687 м с регистрацией КВУ-1 (см. точки 4-7 на рис. 8.4 и 8.7).

5. 30 июня проведено снижение уровня до 800 м с регистрацией КВУ-2 (см. точки 8-12 на рис. 8.5 и 8.7).

6. В забойную зону скважины закачено 5 м³ водного раствора ПАВ 0, 5 % концентрации. Определена приемистость пласта – пласт не принимает.

7. Проведено 10 операций воздействия на пласт по методу переменных репрессий. На каждой операции давление на устье поднималось до 13-15 МПа, а затем стравливалось до нуля, то есть забойное давление менялось от значения пластового в 27 МПа до 40-42 МПа.

8. Скважина переведена на нефть, уровень снижен до 598 м, 6 июля снята кривая КВУ-3 (см. рис. 8.6 и 8.7).

Анализ результатов

Семейства фактических линий можно разбить на две группы.

В первую группу входят исследования (под номерами 2, 4 и 5 в истории освоения скважины), которые проведены до репрессии на пласт (то есть до операций 6 и 7). Сюда входит проведение исследований ИК, КВД, КВУ-1 и КВУ-2.

По кривой ИК видно, что в фонтанирующей скважине в процессе перехода с меньшей на большую депрессию (от точки 1 к точке 2 на рис. 8.6) наблюдается увеличение продуктивности, что свидетельствует о явной очистке забоя скважины.

Как известно, после закрытия скважины для определения гидропроводности используется тот конечный участок кривой КВД, который соответствует небольшой депрессии (0, 005 МПа), когда жидкость в скважину практически не поступает, то есть влияние несовершенства прискважинной зоны в этой ситуации не сказывается. По этой части КВД рассчитывается потенциальная продуктивность (см. точку 3 на рис. 8.6). На этапе исследований КВД против пласта забойное давление становится равным пластовому давлению. В таком состоянии скважина находилась порядка месяца, то есть она простаивала. Следует ожидать, что после простоя приствольная зона пласта несколько снизит свою проницаемость.

Действительно, по линии КВУ-1 (см. рис. 8.6) видно, что даже после очистки скважины за счет снижения уровня жидкости в скважине до 687 м продуктивность снизилась по сравнению с данными ИК примерно в 2 раза.

После снижения уровня жидкости до 800 м перед регистрацией КВУ-2 продуктивность в интервале 2, 5-3, 5 МПа увеличилась по сравнению с данными ИК примерно в 2 раза. Отметим, что при росте депрессии от 3, 5 до 10, 8 МПа наблюдается снижение продуктивности. Такая закономерность наблюдается на большинстве скважин исследуемого пласта для достаточно хорошо очищенных скважин. Причем при снижении депрессии продуктивность снова возрастает до первоначального уровня.

После интенсивной репрессии на пласт до 42 МПа, что соответствует гидроразрыву пласта (см. операции 6 и 7 в истории освоения скважины) можно предположить резкое уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта и соответствующего снижения продуктивности.

Действительно, по данным КВУ-3, полученным после снижения уровня до 598 м, продуктивность резко снизилась до уровня КВУ-1 (см. рис. 8.6).

Из анализа семейства линий связи дебита с депрессией (рис. 8.7) видно, что при работе, например на депрессии в 10 МПа, мы бы получили в соответствии с КВУ-3 только 12 м³/сут. В то же время, если бы мы сохранили приствольную зону пласта в соответствии с КВУ-2, то дебит составил бы 19 м³/сут.

Таким образом, в результате развертывания продуктивности и дебита по оси депрессии возникает возможность совместно анализа разных гидродинамических исследований для тех или иных депрессий, причем появляется возможность оценить продуктивность и дебит при заданной депрессии. В противном случае (то есть без развертывания продуктивности и дебита по оси депрессий) совместный анализ был бы неточным.

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И РАСЧЕТ СКИН-ФАКТОРА в варианте «К»

Мы вводим определения трех потенциальных продуктивностей. По ним мы определяем значения четырех скин-факторов (S_1-1, S_1-2, S₂ и S₃). Скин-факторы S_1-1, S_1-2 и S₂ могут быть использованы при моделировании разработки. Изменение скин-фактора S₃ рекомендуется использовать для прогноза сроков ремонта скважины.

Построение линии нормальной продуктивности и определение линии текущей продуктивности были описаны выше (раздел 8).

Продуктивности ( ) может быть определены по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС), и в том числе по кривым восстановления давления (КВД), индикаторным линиям ИЛ или (что одно и то же) индикаторным кривым (ИК), кривым восстановления уровня (КВУ). Исходными для обработки (за исключением ИК) являются данные об изменении давления во времени. Отметим (рис. 9.1), что продуктивность терригенных (вероятно, и карбонатных также) пород для одного и того же объекта одной и той же скважины существенно зависит от депрессии ( Р).

Понятие скин-фактора

Продуктивность определяется выражением , где Q – дебит жидкости, м³/сут; Р – депрессия, МПа. Причем Р=Р_пл - Р_заб.

Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности ( ), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивности в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ( ).

Отметим, что (а также ) определяется по тому участку КВД, для которого депрессия мала (хотя и превышает депрессию, меньше которой флюид не движется). Итак, значение можно рассчитать, если известно значение , по формуле Дюпюи для установившегося радиального притока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине

. (1)

 

Рис. 9.1. Скин-факторы (S) определяется продуктивностями

Здесь – гидропроводность пласта; R_k – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому P_пл; r_c – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному P_заб); – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.

Реальная добывающая (то есть обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению гидропроводности в этой обсаженной скважине рассчитать ее фактическую продуктивность ( )

. (2)

Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту (r_c) к приведенному радиусу (r*_c) называется скин-фактором

. (3)

Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность ( ) с соответствующим скин-фактором (S*), то есть

. (4)

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: