Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов (закачек). Коэффициент продуктивности (приемистости) скважины.

Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Р_заб и устьевого Р_у давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Р_заб, дебит нефти Q_н, дебит воды Q_в, дебит газа Q_г, количество меха­нических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабо­чего агента – давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеет­ся собственная возможность изменения режима.

Технология исследования заключается в измерении забойного давления P_заб в скважине и соответствующего этому давлению де­бита Q, а также величин устьевого Р_у и затрубного давлений P_затр. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик. Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах, при этом для повышения точности один из режимов должен быть с мини­мально возможным или нулевым дебитом.

Точность исследования зависит не только от точности измере­ния давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Технология проведения исследования определяется способом эксплуатации конкретной скважины, а измерение давлений осуще­ствляется манометрами. Для спуска глубинных прибо­ров в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления. Регистрация давления происходит на специальном бланке в координатах «давление P – время t». Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр.

После расшифровки бланка глубинного манометра все резуль­таты исследования сводят в таблицу, где указывают все значения показателей в зависимости от режима. В таблицу входят данные по устьевому давлению P_у, затрубному давлению P_затр, забойному давлению P_заб, дебиту жидкости Q_ж и нефти Q_н, обводненность B, газонасыщенность G₀. При необходимости помимо этих показателей в таблицу могут включаться и другие.

Основной целью исследования на установившихся отборах яв­ляется построение индикаторной диаграммы скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется гра­фическая зависимость установившегося дебита от депрессии (за­бойного давления), т.е. Q = f (ΔP), Q = f (P_заб).

Рисунок 1 – Индикаторная диаграмма в координатах Q = f (ΔP)

На рисунке 1 представлена типичная индикаторные диаграммы. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирова­ния пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флю­идов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от филь­трационных сопротивлений, от строения области дренирования (од­нородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1 – рисунок 1) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по за­кону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

По мере возрастания депрессии прямая может начать искрив­ляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появле­нием свободного газа.

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси де­битов (2 – рисунок 1), характерны, как правило, для режимов исто­щения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси деби­тов (3 – рисунок 1), могут быть получены в следующих случаях увеличения притока при повышении ΔР за счет подключе­ния ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.; самоочистки призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин; некачественных результатов исследований (метод установив­шихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильт­рации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии могут быть описаны уравнением следующего вида:

,

где k – коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м³/(сут·МПа), если дебит измеряется в м³/сут, а давление – в МПа, n – показатель степени, характеризующий тип и режим фильт­рации.

Данное уравнение называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм на рисунке 1: ли­нейной 1 — показатель степени n = 1; выпуклой к оси дебитов 2 – показатель степени n < 1; вогнутой к оси дебитов 3 – показатель степени n > 1.

При n =1 выражение запишем в виде:

,

где – коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продук­тивности является важным технологическим параметром скважи­ны. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный про­межуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в урав­нении Дюпюи через К_пр. :

Тогда уравнение Дюпюи примет вид:

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (закачек), технологи которого разработаны как дл фильтрации однородной жидкости при водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа.

Метод установившихся отборов используется дл изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации).

где - дебит жидкости в пластовых условиях, см³/с;

- среднее давление на некотором условном круговом контуре с радиусом (пластовое давление), МПа;

- давление на забое скважины, МПа;

- приведенный радиус скважины;

- усредненная фазовая проницаемость пласта для данной жидкости, мкм²;

- эффективна (работающая) толщин пласта, м;

- вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;

- коэффициент гидропроводности пласта, мкм²·м/(мПа·с).

Зависимость (1.1), т. е. , не линейна, так как параметр , , и могут неявно зависеть от . Поэтому параметр , который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости или смеси нефти и воды величина практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимость , т. е. к определению .

Если - существенно переменная величина (фильтрация газированной жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости , но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые о него зависят (например, и др.).

Зависимость , графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до её окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа и газожидкостной смеси.

В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) ил его зависимость от перепада давления.

Дл установления гидропроводности пласта необходимо независимо оценить и . Значение без существенного ущерба для точносит обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.

Приведенный радиус , зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных аналитических или корреляционных методов (например, методом В.И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров и можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).