Исследование скважин на нестационарных режимах работы

В основе исследований скважин на нестационарных режимах работы лежит получение и анализ кривой восстановления давления (КВД) — зависимость забойного давления по времени после изменения режима работы скважины.

Рассматривается решение уравнения пьезопроводности для задачи притока упругой жидкости к скважине в бесконечном упругом пласте после ее внезапной остановки:

- изменение давления в упругом пласте в точке, удаленной от точки возмущения на расстояние r через время t (— коэффициент пьезопроводности, характеризующий способность пласта к передаче возмущений, вызванных изменением режима работы скважин). В данном уравнении r =, - изменение давления на стенке скважины при пуске скважины с постоянным дебитом Q или ее останов после работы с дебитом Q. Для практических исследований данную формулу упрощают с использованием разложения в ряд Тейлора (формула М. Маскета):

Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины. В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье. Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует так называемую кривую восстановления забойного давления (КВД). По КВД, построенной в координатах P(t) - lnt;, определяются тангенс угла α и отрезок A, численные значения которых равны слагаемым в уравнении. Затем по известным Q, b и измеренному тангенсу угла α определяется коэффициент гидропроводности, по значению длины отрезка A — приведенный радиус скважины. Необходимым условием для работы по данному методу является достаточная длительность выдержки скважины на стационарном режиме работы до начала исследования (T>>t, где t — время исследования). При невозможности соблюдения данного условия используют метод Хорнера — построение КВД в координатах, который позволяет также оценить пластовое давление Pпл. Другим существенным недостатком данного метода является нелинейность получаемых КВД, что обусловлено наличием притока продукции в скважину после ее закрытия, который не учитывается формулой. Приток флюида в скважину происходит при разности давлений в скважине и призабойной зоне вследствие сжимаемости ГЖС при увеличении забойного давления, а также из-за инерционности масс жидкости в скважине. Таким образом, формула (4) не учитывает динамику наполнения скважины жидкостью после ее остановки на устье.Есть большое количество методик, позволяющих косвенно учитывать приток в скважину после ее остановки. Среди них выделяют дифференциальные и интегральные методы.

Дифференциальный метод предложен Ю. П. Борисовым и упрощен Г. В. Щербаковым и Ф. А. Требиным в варианте, когда приток учитывается по данным регистрации забойного, межтрубного и буферного давлений. Метод предусматривает внесение поправок в ординаты фактической кривой восстановления давления с таким расчетом, чтобы получить точки, соответствующие условиям, когда нет дополнительного притока. Дифференциальный метод исследования скважин на неустановившихся режимах поразумевают разбитие процесса восстановления давления на этапы по времени, в пределах которых предполагается линейный закон изменения параметров; на каждом этапе вычисляется поправка для p. Общий вид зависимости для обработки КВД по данному методу:

9. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и внутриконтурного заводнения.

В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках г Ю.П. Борисовым предложен метод расчета показателей разработки нефтяных залежей с учетом неоднородности пластов по проницаемости. Метод Борисова является основой для применяемых в настоящие время методов расчета процесса разработки нефтяных залежей при заводнении.

В качестве расчетной модели принимается пласт, состоящей из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют разную проницаемость и вероятностно распределены в объеме пласта.

В первом приближении принято, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределения проницаемости, построенной по данным кернового или геофизического материала.Предполагается, что расход жидкости через трубку тока в каждый момент времени пропорционален ее проницаемости.Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтроционным сопротивлением.Очень важный фактор, что в действительности не происходит полного, поршневого вытеснения нефти водой и за фронтом вытеснения остается водонефтяная смесь, нефтенасыщенность которой уменьшается по мере прокачки жидкости, учитывается преобразованием спектра распределения трубок тока.

Кривая изменения насыщенности при вытеснении нефти водой:

где: z – насыщенность породы подвижной нефтью в зоне водонефтяной смеси;

z_ф – на фронте вытеснения;

S_с.в. – количество связанной воды или первоначальная водонасыщенность;

S_о.н. – остаточная нефтенасыщенность или количество нефти, которая остается

породе после бесконечно долгой промывки;

S_н.ф. – общая нефтенасыщенность на фронте вытеснения;

V_ф – объем пласта, до фронта продвижения ВНК.

Непоршневая часть эпюры вытеснения рассматривается как объем пласта, в котором трубки тока обладают дополнительной неоднородностью по проницаемости.

Эта проницаемость изменяется по закону, соответствующему распределению насыщенности на данном участке:

(1)

где: z – насыщенность подвижной нефтью;

m,V – пористость и объем пласта;

–количество вторгшейся в пласт жидкости.

Уравнение (1) получено Борисовым на основании обработки кривых фазовых проницаемостей Эфроса и уравнения Баклея – Леверетта и справедливо для соотношения 1≤ ≤10

Насыщенность на фронте вытеснения z_ф определяется из уравнения:

(2)

Величину z_ф находят методом итераций (последовательных приближений).

Схема расчета процесса вытеснения из преобразованного пласта строится путем определения характеристик вытеснения по отдельным трубкам тока, где вытеснение считается поршневым. Затем суммируются результаты по всем трубкам с различной проницаемостью.

Дальнейшие расчеты технологических показателей разработки выполняются или при заданных перепадах давления, или при заданных дебитах жидкости для различных систем заводнения.

Для однорядной системы заводнения при условии равнодебитности эксплуатируемых и нагнетательных скважин, дебит одной скважины или перепад давления определяется из уравнения:

(3)

где r_c, r_н – радиус добывающей и нагнетательной скважины;

r_ф – радиус фронта вытеснения;

d – расстояние от нагнетательной скважины до ближайшей эксплуатационной

скважины.