Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)

Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются. После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров.

Наблюдения проводят при 3—4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами.

Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления:

, (5.7)

Для газовых скважин индикаторную диаграмму, изображают в координатах объемный Q или массовый G дебит газа — разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Р²_пл – Р²_заб). Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины от перепада между забойным и пластовым давлениями (Р_заб - Р_пл).

Если индикаторная диаграмма – прямая линия (рис.5.3, линии 1,1^ʹ), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то как тангенс угла γ наклона линии определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины

, (5.8)

где: ;

k – проницаемость,

h – толщина пласта,

μ – вязкость жидкости,

R_K, r_с — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.

Рис.5.3. Типичные индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнета­тельных (б) скважин

Если принять Rк равным половине расстояния между соседними скважинами, а rс равным радиусу rсд скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта

, (5.9)

При rс = rсд несовершенство скважины учитывается в ε. Если μ известно по результатам лабораторного исследования глу­бинных проб жидкости, h определено геофизическими или дебитометрическими методами, то найдем проницаемость

, (5.10)

Индикаторная диаграмма в случае притока вязкопластич­ной нефти показана на рис.5.3., а (линия 5). Коэффициент продуктивности определяется по фор­муле

, (5.11)

При искривлении индикаторной диаграммы надежность результатов обработки невысокая. Причинами искривления инди­каторных диаграмм можно назвать в соответствии с линиями на рис.5.3, а: 2  при Рз ≥Рн нарушение закона Дарси (инерцион­ные сопротивления), зависимость проницаемости (деформации трещин) от давления, или при Р3<Рн, также выделение газа из нефти (газированная нефть); 3 — нарушение линейного за­кона Дарси в случае превышения критической депрессии (при Рз ≥Рн), выделение газа из нефти (газированная нефть при Р3<Рн); 4 — подключение пропластков, пере­ток между пластами, неустановившиеся процессы в пласте. Искривления индикаторных диаграмм нагнетательных скважин (см.рис.5.3., б) могут быть вызваны нарушением закона Дарси (линия 2') или деформацией трещин (линия 3'). Следует под­черкнуть, что названные причины во многих случаях проявля­ются совместно. В об­щем случае уравнение притока можно записать в виде степен­ной зависимости:

, (5.12)

где:n - показатель степени (для выпуклых к оси Q линий 1 > n≥ 0,5, для вогнутых  п> 1, для прямых  п= 1). Неизвестными могут являться К, п и Pпл, которые вычисляем из системы 3-х уравнений, составленных согласно уравнению (5.12) для любых 3-х точек индикаторной линии:

, (5.13)

При этом принимаем К = const, n = const, P_пл = const. Если Р_пл известно, то для интервалов изменения Δр можно устано­вить К(Δр).

Фильтрацию можно описать также двучленной формулой

, (5.14)

для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраи­ваем в прямую в координатах Δp/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно как отрезок на оси ординат и угловой коэффи­циент прямой, причем .

В случае многопласто­вого объекта эксплуатации по данным дебитометриче­ских исследований индика­торные диаграммы удобнее строить в зависимости Q от Р_заб (рис.5.4.), причем его приводят для каждого пла­ста к одной плоскости срав­нения (приведенное давле­ние).

Рис.5.4. Индикаторные диаграммы скважины, вскрывающей три пласта и каждого пласта в отдельности, построенные по данным исследования при трех режимах

При таких координа­тах пластовое давление можно определить графиче­ски (см. рис. 5.4) или по формуле:

, (5.15)

где: K определяется по графику как тангенс угла .

Дебит скважины при Р₃ = 0 называют потенциальным дебитом Q_n (см. рис. 5.4).

Из рис. 5.4 следует, что при первом режиме (Р_з1) из пластов I и III жидкость с расходом ΔQ₁ перетекает в пласт II, так как Р_плII < P₃₁. Приведенные пластовые давления в I и III пластах равны, что свидетельствует об их гидродинамиче­ской связи (принадлежности к одной залежи). По тангенсам углов λ можно определить коэффициенты продуктивности каж­дого пласта и объекта в целом.