Контроль за разработкой нефтяных месторождений.

Это такие иссл-ния скважин, с помощью которых можно получить данные, характеризующие гидрод-ские свойства пластов. Гидрод-кими иссл-ями опр-ют такие параметры, как коэф-ты гидро‑ и пьезопроводности, продук-сти и приемистости, также позволяют оценивать степень однородности пласта, выявлять лит-ские экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скв-н по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород. Для этих целей используют следующие методы: восстановление (падения) давления; гидропрослушивание; установившихся отборов (пробных откачек).

Метод установившихся отборов. Закл-ся в послед-ном изменении режима эксплуатации скв-ны с одновременным замером дебита и Рзаб, после того как в скв-не устан-тся приток при каждом новом режиме ее работы. Изменение режима достигают след. образом: а) в фонтанных скважинах-изменением штуцера; б) в глубиннонасосных-изменением длины хода штока, числа качаний или диаметра насоса; в) с электропогружными насосами-созданием противодавления на устье; г) в нагнетательных-изменением расхода воды. Это позволяет определить зависимость дебита от Рзаб:

Q=K(Pпл-Рзаб), где Q-дебит нефти,т/сут; Рпл и Рзаб –соответственно пластовое и забойное давление,Па; К-коэф-нт продук-сти скв-ны, м3/(Па*сут).

При обработке данных исследования скважин по методу установившихся отборов для наглядности и для графических расчетов строят кривые. Кривая зависимости дебита скв-ны от перепада давления называется индикаторной.

По величине коэф-та продук-сти можно рассчитать усредненную проницаемость пласта, пользуясь формулой Дюпюи:

Qkнпл=23,6kпрh(рпл-рзаб)/m(lg R – lgRпр), где Q-дебит, т/сут(при атмосферных условиях); h- мощность пласта, м;kпр-проницаемость,мкм2

kнпл-коэффициент для перевода 1 т в атмосфер. условиях в м3 в пластовых условиях; m-вязкость пластовой ж-сти, мПа*с; R- среднее расстояние между скв-нами,м;Rпр-радиус скв-ны (приведенный),м; Рпл- пластовое давление. равное давлению между скв-ами, МПа; Рзаб- давление на забое скв-ны во время ее работы,МПа

Метод неустановившихся отборов. Изменяют режим скв-н и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) Рзаб со временем. В большинстве случаев скв-ну после длительной эксплуатации с постоянным дебитом Q останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве.Данные изменения давления во времени обрабатывают: по оси ординат откладывают приращения давления (рпл-рзаб), по оси абсцисс – логарифм времени (lg t).

Первая часть кривой соответствует притоку жидкости на забой скважины за счет разницы давлений рпл-рзаб; вторая часть

кривой, прямолинейный участок, соответствует возрастанию давления в скважине за счет упругих сил всего пласта.

Коэффициент проницаемости определяется по наклону прямолинейного участка:

Kпр=2,3qm/i4пhэф, Где kпр-коэф-нт проницаемости всей зоны дренажа,мкм2; q-дебит скв-ны перед остановкой,м3/сут

m-вязкость ж-сти в пластовых условиях, мПа*с; hэф-эф-ная мощность пласта,см; i - угловой коэф-нт, равный тангенсу угла наклона прямолинейного участка к оси времени.

По кривым восстановления давления рассчитывают проницаемость, гидропроводность, пъезопроводность.

Метод гидропр-ния закл-тся в наблюде­нии за изменением пластового давления или стат. уровня в простаивающих (реагирующих) скв-ах, происходящим при изменении отбора ж-ти из соседних (возмущающих) скважин, пробуренных на один и тот же пласт. Скорость реагирования скв-ны в процессе прослушивания пласта "зависит от лит.-физ. свойств пласта,физ.-хим. хар-тик ж-сти.

При изменении отбора ж-сти из возмущаюшей скв-ны на ΔQ при длительной эксп-ции ее с новым постоянным деби­том изменение давления в соседних (реагирующих) скв-нах в различные моменты времени

где р— изменение давления в реагирующей скв-не, μ-вяз­кость пластовой нефти; кnp—проницаемость пласта; Нэф—эф-ная мощность пласта; Еi,—экспоненциальная функция; R— расстояние от возмущ. до реаг-щей скв-ны; t— время, прошедшее после изме-ния отбора в возмущающей скв-не.

Иссл-ния проводят по следующей схеме: 1.по рез-там иссл-ний строят фактическую кривую прослушивания в коор-тах Δр=f(t).2. На факт-ую (эксперим-ную) кривую накладывают эталонную кривую, которую строят в тех же коор-тах для пласта с условными параметрами.3. Отмечают, с какими координатами фактической кривой сов­падают координаты эталонной кривой.4. По номограммам опр-ют следу. параметры: пьезопроводность, гидропроводность кпрН/μ., проницаемость кпр, по­движность кпр/μ, проводимость кпрН.

Метод гидропр-вания позволяет решить след. геолого-промыс. задачи: определить фильтр-ные хар-ки залежи в удаленных ее участках, на середине расстояния м/у возмущ-ими и реагир. скв-ами; установить гидродинамическую связь м/у нефтяной и законтурной частями залежи; установить гидрод-скую связь м/у отдельными частями залежи (м/у отдельными скважинами); установить гидрод-скую связь м/у отдельными пропластками мощ­ного продукт. пласта или отдельными пластами мощного продук. горизонта.

Метод самопр-вания (снятие кривых восс-ния давления в остановленных скв-ах за длительное время) позволяет определить: параметры пласта в удаленных его участках; границы выклинивания пласта (его замещения); гра­ницы залежи (ВНК); границы фронта закачиваемой воды при за­контурном, приконтурном или внутриконтурном заводнении.

2.Периодичность замеров дебита жидкости и газа на АГЗУ «Спутник»

Определение дебита жидкости по добывающим и приемистости по нагнетательным скважинам при полной автоматизации и телемеханизации должно проводиться ежесуточно, а для скважин с дебитом жидкости до 5 м^З/сут не реже 3-х раз в неделю. Для скважин, не оборудованных телемеханикой, частота измерений дебита жидкости и приемистости скважины не реже 2-х раз в неделю, а для скважин, оборудованных ШГН – не реже одного раза в неделю. Замер газа (газового фактора) производится по опорным скв-нам 1 раз в год.

Дата добавления: 2015-10-30