Методы оценки качества вскрытия пласта и состояния призабойной зоны

 

Для оценки качества вскрытия пласта можно использовать графоаналитический и статистический методы, использующие обобщенный показатель несовершенства скважины.

В первом случае строится график в координатах продуктивность - гидропроводность «» по всем скважинам эксплуатационного объекта. При этом параметры пласта коэффициент продуктивности и гидропроводность должны быть определены в одно и тоже время по данным индикаторных линий ИЛ и кривых восстановления давления КВД.

На графике проводится линия совершенной скважины, имеющей потенциальную продуктивность , т.е. .

 

, (9.7)

здесь постоянный коэффициент;

 

, (9.8)

где - расстояние между рядами скважин, м;

- расстояние между скважинами, м;

- объемный коэффициент нефти.

Скважины, расположенные ниже этой линии, будут несовершенными, а выше - сверхсовершенными. После проведения мероприятия по обработке ПЗП положение индикаторной кривой и КВД данной скважины на графике изменятся в ту или иную сторону.

Во втором случае, предполагая, что закон распределения фактической и потенциальной продуктивности скважин близок к логнормальному, качество вскрытия пласта (или изменение продуктивности) оценивается из выражения [10]:

, (9.9)

, (9.10)

 

где - количество скважин;

- соответственно продуктивность фактическая и потенциальная.

Как указывалось, выше, аналитические и графические зависимости по определению не учитывают изменения гидродинамических сопротивлений во времени. В этой связи безразмерную функцию , отражающую состояние ПЗП по результатам
исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации определяют в виде:

; (9.11)

 

; (9.12)

 

(9.13)

 

-гидропроводность пласта, определяемая по КВД;

- продуктивность скважины, определяемая по ИК;

статическая депрессия, перед снятием КВД;

- угол наклона касательной к КВА в координатах «».

Обозначив, выражение символом определим приведенный радиус скважины в виде:

 

. (9.14)

 

Тогда общее гидродинамическое несовершенство будет равно: . Безразмерная функция , показывающая общее состояние ПЗП, является индикатором, как для отдельной скважины, так и для всего пласта. Например, по многим месторождениям найдена зависимость между функцией и параметром , где - отношение вязкости фильтрата к вязкости нефти, - пористость, см. рис 9.1.

Рассмотренные методы оценки состояния призабойной зоны пласта базировались на определении параметров пласта стандартными методами. Между тем в последние годы развиваются методы обработки
кривых восстановления давления с помощью интегральных характеристик КВД - детерминированных моментов давления, [1]. На наш взгляд, предложенный метод позволяет уменьшить действие случайных факторов при замере давления и дебита.

 

Приведем основные расчетные формулы, позволяющие оценить
состояние призабойной зоны пласта. Решение приводится только для случая мгновенного прекращения притока после остановки скважины. Детерминированные моменты - го порядка (j = 0, 1, 2) определяется по формуле:

 

, (9.15)

 

где - продолжительность времени восстановления КВД;

- текущая депрессия на пласт:

- статическая депрессия перед остановкой.

 

(9.16)

 

Интеграл (9.16) с конечными пределами вычисляется численно.

Первые три детерминированные моменты давления определяют по формулам:

(9.17)

; (9.18)

. (9.19)

 

где - статическая депрессия, перед снятием КВД;

- угол наклона касательной к КВА в координатах «».

Безразмерный диагностический критерий рассчитывается по формуле:

 

. (9.20)

 

Благодаря интегральному характеру обработки промысловых данных при вычислении детерминированных моментов давления и
структуры диагностического критерия, последний вычисляется для всех трех моделей пласта: для однородного, зонально неоднородого с ухудшенной проницаемостью ПЗП, трещиновато-пористого.

Условие d < 1,9 соответствует фильтрации нефти в трещиновато-пористом пласте. Условие 1,9 < d < 2,4 соответствует фильтрации нефти в однородном пласте. Условие d > 2,4 соответствует фильтрации нефти в неоднородном пласте, когда ПЗП имеет ухудшенную проницаемость. Определив гидропроводность удаленной зоны пласта (УЗП) традиционным способом, радиус зоны определяется по формуле:

 

. (9.21)

 

где - время переходных зон 1 и 2, с;

- фактический дебит перед остановкой, м^З/сут;

- половина расстояния между скважинами, м;

- расстояние между рядами, м.

(9.22)

 

. (9.23)

 

Скин-эффект определяется по формуле:

 

. (9.24)

 

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины определяется по формулам:

 

; (9.25)

. (9.26)

 

Удельную площадь дренажной системы определяем по формуле:

 

. (9.27)

 

Фактический коэффициент продуктивности скважины на данном
режиме работы определяется по формуле:

 

. (9.28)

 

Потери депрессии в ПЗП за счет скин-эффекта и общих дополнительных фильтрационных сопротивлений определяется по формулам:

 

(9.29)

 

Если из фактической депрессии вычесть потери депрессий на преодоление фильтрационных сопротивлений в ПЗП, то можно вычислить потенциальный коэффициент продуктивности по формулам:

 

. (9.30)

 

Таким образом, представлены наиболее употребительные все расчетные формулы для определения состояния призабойной зоны и оценки качества вскрытия пласта.

Однако отметим, что вычисление детерминированных моментов М по КВД без учета притока возможно только для высокодебитных пластов, где приток в ствол скважины прекращается за короткое время. В других случаях результаты вычисления дают только качественную характеристику состояния ПЗП.