Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №11 (145) март 2017 г.

Дата публикации: 19.03.2017

Статья просмотрена: 91 раз

Библиографическое описание:

Загитова А. А. Проведения гидродинамических исследований (ГДИ) по технологии кривой восстановления уровней (КВУ) // Молодой ученый. — 2017. — №11. — С. 167-169. — URL https://moluch.ru/archive/145/40757/ (дата обращения: 25.04.2018).



При исследовании методом КВУ после снижения уровня свабом устье скважины остается открытым. В стволе скважины происходит подъем уровня жидкости. Сжатие жидкости в стволе скважины играет несущественную роль, изменение давления (т.н. кривая притока или КВУ) в скважине в основном определяется изменением гидростатического давления вследствие подъема уровня [4, с. 45].

Для регистрации данных, используют несколько способов измерения забойного давления.

Способ 1. Прекращают отбор жидкости из скважины. В ствол скважины опускают дистанционный или автономный манометр, устье скважины после свабирования оставляют открытым. Регистрируют кривую изменения давления во времени, т.н. кривую притока (КП).

Способ 2. При проведении ПГИ в свободное время ожидания между потокометрическими измерениями скважинный прибор устанавливают на одну и ту же глубину и регистрируют фрагменты изменения давления во времени. Затем эти фрагменты сшиваются при обработке в одну кривую изменения давления и обрабатываются.

Способ 3. При подготовке скважины для освоения свабом, при спуске колонны НКТ в специальном контейнере за НКТ спускают автономный манометр. Он регистрирует всю историю изменения давления в скважине при освоении свабом. После подъема НКТ извлекают манометр и получают КИД, которая содержит зависимость давления от времени для всех периодов и циклов свабирования [1, с. 24].

Длительность кривой изменения давления зависит от продуктивности скважины, плотности жидкости, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и наклона ствола скважины к вертикали. При регистрации КП дистанционным прибором достаточная длительность регистрации может быть оценена в процессе измерений. Для этого достигнутое время регистрации делят пополам и находят отношение приращения давления р2 к приращению давления р1 за первую половину времени. Если это отношение меньше 2/3, то такая КП может быть обработана с целью определения гидродинамических параметров пласта. При использовании автономных манометров такой возможности нет. Для предварительной оценки минимального времени регистрации КП можно воспользоваться формулой:

(1)

Где V—объем жидкости, который должен поступить в ствол скважины для установления статического уровня; Q0 — дебит в момент остановки скважины.

Объем V можно оценить как произведение S на H, где S- площадь сечения поднимающегося в стволе остановленной скважины потока, а H — разница между динамическим и статическим уровнями жидкости в стволе скважины [5].

За указанное время не произойдет полного восстановления давления в пласте и скважине, а ожидается примерно трехкратное уменьшение первоначального дебита. Поэтому целесообразно, по возможности, реальное время регистрации КП выбрать больше t0 [3, c. 26].

При регистрации КП автономным манометром определяют не менее 4–5 положений динамического уровня и глубины НВР в стволе скважины, равномерно распределив измерения на весь интервал исследований.

При регистрации КП дистанционной комплексной аппаратурой измерение давления в точке прерывается, определяется положение ДУ и НВР, затем прибор возвращается на прежнюю глубину измерения и продолжается запись изменения давления во времени. При обработке из фрагментов формируется одна кривая притока [3, с. 93].

Обработка данных.

Гидропроводность — это способность пласта-коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность пласта-коллектора пропускать газ называется проводимостью) и выражается формулой:

(2)

где — гидропроводность пласта; k — проницаемость; h — толщина пласта; — вязкость жидкости, насыщающей поры пласта.

Есть методы обработки данных КВУ позволяющие определить гидропроводность пласта и оценить состояние призабойной зоны через скин-фактор. Среди методов линейной анаморфозы это операционный метод Баренблатта и обобщенный дифференциальный метод Мясникова. Для их корректного использования необходим учёт всей истории изменения дебита и забойного давления в скважине [2, с. 79].

Скин-фактор — это гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению дебита по сравнению с совершенной скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение прискважинной зоны и прочие нелинейные эффекты. Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине:

(3)

где K — коэффициент продуктивности; Q — дебит; — изменение давления; S — скин-фактор.

Получаем выражение для скин-фактора:

(4)

где S—скин-фактор; K0 потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора); K— фактическая продуктивность реальной скважины; Rк — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами); rc — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Выводы.

По результатам обзора технологий освоения малодебитных скважин и гидродинамических исследований в процессе освоения скважин можно сделать следующие выводы:

− свабирование является самым распространенным способом освоения скважин;

− геофизические и гидродинамические исследования удачно вписываются в технологию освоения скважин свабом;

− при освоении скважин свабом ГДИ обычно реализуются по технологии КВУ, в результате этого определяют только коэффициент продуктивности и пластовое давление;

− гидродинамические поля — источник дополнительной информации, часто получаемой при освоении скважин попутно. Интерпретация и обработка данных ГДИ и геофизических исследований должна быть комплексной. ГДИ легко вписываются во все известные технологии освоения нефтяных скважин.

Литература:

  1. Рамазанов А. Ш. Исследование алгоритмов обработки кривых притока малодебитных скважин // НТВ Каротажник. – 2000. – с. 113.
  2. Кульпин Л. Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов: учебник. М.: Недра, 1974. – 200 с.
  3. Самохин О. Н., Зарипов Р. Р., Хакимов В. С. Эффективный способ гидродинамических исследований пластов с применением модуля гидродинамических исследований МГДИ-54. — Патент РФ № 2341653 от 09.03.2007 г.
  4. Вольпин С. Г., Мясников Ю. А. Исследование малодебитных скважин в России // Нефтяное обозрение. – Весна, 1999 г. – с. 92.
  5. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика: Институт компьютерных исследований, 2005. – 780 с.
Основные термины (генерируются автоматически): стволе скважины, изменения давления, регистрации КП, устье скважины, кривую изменения давления, ствол скважины, скважины потока, гидродинамических исследований, освоения скважин, стволе скважины потока, реальной скважины, свабом устье скважины, забойного давления, малодебитных скважин, изменение давления, продуктивности скважины, наклона ствола скважины, момент остановки скважины, продуктивность реальной скважины, радиус реальной скважины.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос