Определение Рпл, расчет дебитов скв., гидродинамических параметров пласта. КВД, КПД, индикаторный метод, прослеживание уровней. Методы, их нзначение.

Рпл -давление, при котором нах-ся ж-сти и газы в продук.пластах и которые проявляются при вскрытии пластов скв-ами.Рпл в любой точке пласта соотв-ет весу столба ж-сти в скв-не, уравновешивающее это давление. Рпл=ρgh. Абсолютное Рпл - величина Рпл, соот-щая пьезометрической высоте ж-сти в скв-не(измеряют глубинными манометрами, либо опредляют по данным измерений положения пьезометрич. Уровня и устьевого давления. Приведенное Рпл соответ-ет пьезометрич. напору, т.е. напору, который поднимает ж-сть в скв-не от какой-либо условной поверхности до пьезометр.уровня. Рпл.прив=Рпл.а + Z*р_ж/102 (Z-расстояние от середины пласта до условной поверхности-забоя. Рпл установившееся на к-либо определенную дату в продук.пласте называют текущим и/динамическим Рпл (определяют путем прямых измерений глубинными манометрами, установл-ся в средней части инт.перфорации.(строят карты изобар).

Рзаб -давление в пласте у забоя скв., при установившемся режиме (используют при установлении технол.режима скв., при гидродин. иссл-ниях для опред-ния продуктивности скв.,приопред-нии фильтрационных параметров пласта). Измеряют глуб. Манометрами на забое скв., либо пересчетов по Рустьев, глубине Нд.

Рзаб.д.=(Нп-Ндин)*р_пл.н./100*Рг, где Нп-глубина до серед.инт. перф-ции от устья, Рг-давление газа в затрубе, р_пл.н- плотность нефти в пластовых условиях.

Рзаб.н.= Рзатрубное+ Н* р_в/102. где Н-глубина скв. до серед.инт. перф-ции, р_в- плотность закачиваемой воды.

Расчет дебита скв-ны: Qн=Qж*(1-%)/100*р_н

Коэффициент продуктивности - изменение дебита на единицу изменения перепада давления в скважине. К_о=Q/ Δр

Коэф-нт продук-сти определяют по данным спец. исследовательских работ, техника проведения которых различна и зависит от способа эксплуатации скважины.

В простейшем виде технология иссл-ния состоит в непосредственном измерении дебитов скв-н Q и одновр-нно замеряют Рзаб последовательно на нескольких (не менее трёх) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. По данным замеров устанавливают зависимость дебита скв-ны от Рзаб.

По рез-там иссл-ния строят индикаторные диаграммы. Если индикаторная диаграмма – прямая линия, что отмечается при фильтрации однофазной ж-сти (нефти,воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то тангенс угла наклона линии – коэф-нт продуктивности скв-ны tg g=К_о= Q/ Δр К промыс.‑гидрод-ским методам относятся такие иссл-ния скв-н, с помощью которых можно получить данные, харак-щие гидрод-ские св-ва пластов (коэф-ты гидро‑ и пьезопроводности, продуктивности и приемистости). Методы позволяют оценивать степень однородности пласта, выявлять литол-ские экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скв-н по площади, а также оценивать нефтен-нность пород. Для этих целей используют следующие методы:

1. восстановление (падения) давления;

2. гидропрослушивание;

3. 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.. 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 передостановкой,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. 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.

2.Геолого-промысловые иссл-ния, эксплуатирующих многопластовые объекты.

Для определения работы пластов многопластового объекта разработан целый ряд приборов и методов иссл-ния. Причем для получения надежных рез-ов часто коплексируют замеры разными приборами. В добыв. скв обычно применяют методы механической и термокондуктивной дебитометрии, методы термометрии, влагометрии, плотнометрии, резистивиметрии.

В нагнет. скв используют механическую и термокондуктивную расходомерию, термометрию, закачку меченных веществ.

Кроме этих прямых методов судить о работе пластов многопластовых объектов позволяют данные фотоколометрии нефти, гидрод-ких исследований по взаимодействию скв., геолого-промыслового анализа, детальной корреляции разрезов скв.

---

Дата добавления: 2015-10-30