Определение параметров пласта по данным гидродинамических исследований нефтяных скважин на примере Возейского нефтегазового месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Обзор современных методов исследования нефтяных скважин. Цель и задачи исследования

Основная цель исследования залежей и скважин - получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежи и эксплуатации скважин.

Исследования можно разделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектировании разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений для регулирования процесса разработки и оптимизации технологических режимов работы скважин. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин.

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственное измерение давления, температуры и т.д. Большинство параметров не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенным путем.

Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:

1) Промыслово-геофизические;

2) Дебито- и расходометрические;

3) Термодинамические;

4) Гидродинамические.

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на кабеле, изучаются:

1) Электрические свойства пород (электро-каротаж);

2) Радиоактивные свойства;

3) Акустические свойства;

4) Механические свойства.

Дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются замерами температуры, давления, влагосодержания. Для исследования используется прибор - расходомер в нагнетательных скважинах и дебито-метр в добывающих скважинах.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучить распределение температуры в длительно простаивающей и в работающей скважине, по которому можно определить геотермический градиент , выявлять работающие и обводненные интервалы пласта. Эти исследования также позволяют определить места нарушения герметичности колонн и перетоки между пластами.

Метод исследования при установившихся режимах работы

Метод начали использовать с 1930 года.

Цель исследования - определение режима фильтрации нефти (газа) в ПЗП, определение гидропроводности, продуктивности, проницаемости ПЗП.

Задачи исследований: исследовать скважину на установившихся режимах - это найти зависимость между:

дебитом скважины и забойным давлением Q=f(Рзаб),

дебитом скважины и депрессией на пласт Q=f(Pпл-Рзаб).

Графическое изображение этих зависимостей называется индикаторными линиями.

Особенности исследований - дебит скважины (фильтрация жидкости в пласте) определяется перепадом давления (депрессией на пласт), который имеет место между давлением на контуре питания (Рпл) и на забое скважины (Рзаб). Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости. Вращение этой линии вокруг оси скважины образует воронку депрессии.

Основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до10-20 м от скважины.

Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, определяют параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС).

Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях:

1 допущение - метод основан на допущении, что скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса Rк, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Р пл. Для нефтяного пласта за контур питания скважины обычно принимаем окружность со средним радиусом, равным половине расстояния до соседних скважин.

2 допущение - возмущения, произведенные, в скважине не передаются за пределы этой зоны.

3 допущение - режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются.

Время перехода с одного режима на другой называется период стабилизации.

Метод исследования при неустановившихся режимах работы

Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании процессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины.

Методом восстановления (падения) давления можно исследовать фонтанные, глубиннонасосные (со штанговыми насосами или ЭЦН), периодически эксплуатируемые, пьезометрические и нагнетательные скважины.

Изменение давления прослеживается непосредственно на забое той же скважины, на которой изменяется режим (дебит). Для учета притока нефти после закрытия скважины на устье необходимо прослеживать изменение давления на буфере и в затрубном пространстве.

Метод гидропрослушивания. Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции скважин называется гидропрослушиванием.

Метод гидропрослушивания скважин предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них (реагирующей) при создании возмущения в другой (возмущающей).

Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси.

Целью является определение осредненных значений гидропроводности и пьезопроводности в районе исследуемых скважин.

2.2 Техника и технология проведения исследования скважины

Исследования скважин при установившихся режимах работы

Последовательность проведения исследований:

1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов - для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика). Как правило, это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют Рзаб (?Р).

Для нефтяных скважин:

а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации;

б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации.

Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть:

а) изменением длины хода полированного штока (l);

б) изменением числа качаний балансира (n);

в) одновременным изменением длины хода штока и числа качаний.

2. Замеряют необходимые значения параметров:

а) дебит нефти (газа);

б) пластовое давление;

в) забойное давление;

г) количество выносимого песка;

д) количество выносимой воды;

е) газовый фактор продукции скважины.

3. По результатам исследований заполняют таблицу троят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований. По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).

Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое)

1. В скважину спускают глубинный или дифференциальный манометр;

2. Резко останавливают или пускают скважину в работу;

3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра

значения Pзаб во времени t (Р_забi)=f(t_i);

4. Определяют (Р_забi-Р_заб0)=?p_i(t);

5. Результаты полученных значений заносят в таблицу;

6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах ?р, lg t;

7. Проводят обработку данных КВД.

Обработка результатов исследования при установившейся фильтрации пластовой жидкости.

Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат. Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает

Индикаторная диаграмма Q=f(?P) строится для определения коэффициента продуктивности скважин как на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Индикаторная диаграмма: Р₁, Q₁ - давление и дебит перед проведением исследования, Р₂, Q₂ - давление и дебит после установления режима работы скважины

В пределах справедливости линейного закона фильтрации жидкости, другими словами при линейной зависимости Q=f(?P), коэффициент продуктивности является величиной постоянной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными. Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта на рисунке 2.2.

Искривление индикаторной линии в сторону оси ?P означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

Рисунок 2.2. - Искривленная индикаторная диаграмма: 1 - Установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2 - Неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3-Нелинейный закон фильтрации.

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при которых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр);

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области;

3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.

Искривление ИД в сторону оси Q объясняется двумя причинами:

1) Некачественные измерения при проведении исследований;

2) Неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или

пропластков.

Обработка результатов исследования при неустановившейся фильтрации пластовой жидкости.

Таким образом, проводя исследования на неустановившихся режимах,

определяют параметры пласта в области дренирования.

1. Коэффициент гидроводности пласта;

2. Коэффициент подвижности нефти в пласте;

3. Коэффициент проницаемости пласта;

4. Коэффициент пьезопроводности пласта;

5. По форме КВД в координатах ?p(t) - ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой, рисунок 2.3):

Рисунок 2.3 - Фактическая КВД, линия 1 - е²= е³, линия 2 - е²< е³, линия 3 - е²> е³, линия 4 - е=0

Интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для:

1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений;

2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП);

3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.

В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямолинейный участок кривой восстановления давления в координатах . Чаще всего это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или наоборот) после ее закрытия на устье. В указанных случаях необходимо обрабатывать данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки.

Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости необходимо одновременно с фиксацией изменения давления на забое регистрировать изменение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять изменение уровня жидкости в затрубном пространстве.

нефть скважина пласт месторождение

3. Расчетный раздел

3.1 Расчет фильтрационных сопротивлений и параметров пласта по заданным условиям

Исследование скважин методом восстановления давлния методом восстановления давления.

Исследования на нефтяных месторождениях проводятся для получения данных о продуктивном пласте, насыщающих его жидкостях, а также о скважинах для установления рационального режима разработки месторождения, дальнейшего его контроля и корректировки.

Исследования скважин при неустановившемся режиме дают больше информации, чем исследования методом установившихся отборов. При обработке кривой восстановления давления (КВД) получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, определяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэффициент дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скважины.

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации - это исследование при режиме, изменение которого происходит только под действием упругих сил пласта и насыщающих его жидкостей. Такие исследования перехода работы пласта с одного установившегося режима на другой под действием этих сил.

При интерпретации данных исследования принимают расширяющуюся зону за круговую с радиусом R, соответствующим определенному времени t. Прошедшему с момента изменения режима. Свойства продуктивного пласта на расстоянии R от скважины принимаются одинаковыми - средними по пласту Расширяющаяся зона нарушения режима в пласте показана на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Расширяющаяся зона нарушения режима в неоднородном пласте

Исследуют методом восстановления давления скважину, которая более двух месяцев работала на установившемся режиме с дебитом 180,9 т/сут. Забойное давление 18,45 МПа (больше давления насыщения). Эффективная толщина пласта 10 м, пористость 20 %. Плотность дегазированной нефти 860 кг/м³, объемный коэффициент 1,2, вязкость нефти в пластовых условиях 2,7 МПа·с, коэффициент сжимаемости нефти 9,5·10^-10 1/Па, коэффициент сжимаемости пористой среды 2·10¹⁰ 1/Па. Радиус скважины по долоту 0,124 м, среднее расстояние до ближайших скважин 250 м.

Определить свойства продуктивного пласта, оценить пластовое давление и коэффициент продуктивности, определить приведенный радиус скважины, долю депрессии, приходящуюся на сопротивление в ПЗП.

Перед остановкой скважины режим можно считать установившимся, а давление на забое постоянным.

В таблице 3.1 приведены данные исследования, по которым построена КВД на рисунке 3.2.

Таблица 3.1 - Данные исследования КВД

Рисунок 3.2 - Результаты исследования КВД

Вследствие того, что изменение режима происходит за счет упругих сил, при интерпретации используют уравнение упругого режима.

(3.1)

где ?Р(t) - изменение перепада забойных давлений в функции времени, Па

Q - установившийся дебит скважины, измеренный на поверхности, с которым скважина работала до закрытия, м³/с;

м_н - вязкость нефти в пластовых условиях, (Па·с);

b_н - объемный коэффициент нефти при пластовой температуре;

К - проницаемость дренируемой зоны, м²

h - эффективная толщина пласта, м

ч - коэффициент пьезопроводности реагирующей зоны пласта, м²/с;

r_пр - приведенный радиус скважины, м

1. Для фиксированных значений времени t вычислить ln t;

2. Построить зависимость ?Р-f(t) в координатах ?Р - ln t;

3. Проэкстраполировать прямолинейный участок данной зависимости до пересечения с осью ординат и определить численной значение б=1,9;

4. Рассчитать угловой коэффициент i:

(3.2)

5. Объемный дебит скважины:

(3.3)

180900/86400·860=2,445·10^-3 м³/с

6. Коэффициент гидропроводности е:

(3.4)

7. Коэффициент подвижности:

К/м= (3.5)

К/м

8. Определить проницаемость:

К=м² =0,16 Д (3.6)

9. Рассчитать коэффициент пьезопроводности:

(3.7)

м²/с

10. Вычислить приведенный радиус скважины:

(3.8)

11. Показатель скин-эффекта:

 (3.9)

12. Потери давления на преодоление дополнительных сопротивлений в ПЗП, МПа:

(3.10)

13.Депрессия давления при работе скважины на установившемся режиме, МПа:

(3.11)

14. Пластовое давление при работе на установившемся режиме:

Р_пл=Р_{заб 0}+? Р_{заб 0} (3.12)

Р_пл=13,3+10,07=23,37 МПа

15. Коэффициент продуктивности скважины:

К_пр=Q/? Р_{заб 0} (3.13)

К_пр=180,9/10,07=18,3 т/(сут·МПа)

16. Относительная потеря депрессии на преодоление дополнительного сопротивления в ПЗП:

(3.14)

=100·0,32/10,07=3,35 %

Заключение

В первом разделе рассмотрено Возейское месторождение. Оно является многопластовым и имеет высокие показатели: дебита, депрессии, забойного давления. Обводненность продукции по объектам разработки достаточно высокая. Возейская нефть имеет небольшую относительную плотность, и вязкость.

Во втором разделе изучили методы исследования скважин. Наиболее подходящим методом для изучения Возейского месторождения является метод со снятием данных с кривой восстановления давления. По форме КВД в координатах ?p(t) - ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи, а также принято считать, что исследования скважин при неустановившемся режиме дают больше информации, чем исследования методом установившихся отборов.

В третьем разделе определили параметры по данным гидродинамических исследований: угловой коэффициент равен 0,5 МПа, объемный дебит равен 2,43510^-3 м³/с, коэффициент гидропроводности равен 13,410^-10 м³/(Пас), коэффициент подвижности 74,6·10¹² м²/(Пас), проницаемость 0,16 Д, коэффициент пьезопроводности 0,148 м²/с, приведенный радиус =0,138 м, скин-эффект 0,9, потери давления 0,4 МПа, пластовое давление 23,37 МПа, коэффициент продуктивности 18,3 т/(сутМПа), относительная потеря депрессии 3,35 %.

Список используемой литературы

1. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. - Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. - 177с.

2. Основы нефтегазового дела: учебник для ВУЗов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис». 2012. - 544 с.

3. Теория разработки нефтяных месторождений: учебное пособие (курс лекций) / П.Н. Ливинцев, В.Ф. Сизов - Ставрополь: «СевКавГТУ», 2011. - 128с.

4.Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата: Справочное пособие. Книга в двух томах. /Под ред. Д.А. Баталова - Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 352 с.

5.Увеличение продуктивности и приемистости скважин / Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. - М.: Недра, 1985г.- 177 с.

6.Василевский В.Н. Исследование нефтяных пластов и скважин В.Н. Василевский. - М.: Недра, 2007 - 547 с.

7. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков,

Г.К. Белевич и др. - Москва: ВНИИОЭНГ, 1996. - 352с.

8. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений / И.Д. Амелин, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов и др. - Москва: Недра, 1978. - 356 с.

9. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - Москва: Недра, 1983. - 455с

Размещено на Allbest.ru