Параметры продуктивности

Под продуктивностью скважины, а также залежи понимается количество нефти (газа), добываемое за единицу времени. Продуктивность скважин даже в пределах залежи сильно, иногда на порядок отличается.

Основным показателем продуктивности скважины является дебит, который показывает, какое количество нефти или газа дает скважина в сутки

при работе на установившемся режиме. Обозначается дебит индексом Q или q, выражается в - для нефти и - для газа.

Под продуктивностью залежи понимается суммарное количество продукта, получаемое при эксплуатации за месяц, квартал, год.

Другим показателем эффективности скважины является коэффициент продуктивности, равный отношению дебита к депрессии, при которой работает скважина:

,

В нагнетательных скважинах этот показатель называется коэффициентом приемистости. Коэффициент продуктивности более полно характеризует добывные возможности скважины, т.к. учитывает режим работы скважины. На дебит влияет также эффективная толщина пласта. Чтобы учесть ее влияние вводится понятие удельного коэффициента продуктивности (приемистости) скважины, представляющее отношение К_прод к эффективной толщине пласта:

Гидропроводность пласта – зависит от комплексного влияния на дебит скважины проницаемости, эффективной толщины пласта и вязкости нефти:

, где - гидропроводность, ,

- проницаемость, мкм², - толщина эффективной части пласта, м;

- вязкость нефти, мПа^.с.

На практике используются также такие понятия как подвижность, равная , и проводимость - .

Гидропроводность наиболее полно характеризует свойства пласта и насыщающей его жидкости. Для характеристики скорости распространения импульса давления вокруг скважины используется такой параметр, как пьезопроводность пласта:

где _- эффективная пористость;

, - коэффициенты сжимаемости соответственно жидкости и среды (породы),размерность 1/МПа.

Пьезопроводность определяет скорость охвата импульсом давления площади вокруг скважины, выражается ( скорость изменения распространения давления).

Законы фильтрации

1.Закон, по которому происходит фильтрация газа, описывается уравнением:

где Р²_ПЛ – Р²_ПЛ - собственно пластовое и забойное давления;

Q – дебит газа;

А, В – коэффициенты, характеризующие фильтрационные свойства пласта.

2.Закон, по которому происходит фильтрация нефти, описывается уравнением:

Р пл-Рзаб=А*Q+B

3. Закон Дарси между объемным расходом жидкости и перепадом давления:

— объемный расход жидкости в м³/с; — коэффициент проницаемости в м²; — площадь поперечного сечения в м²; — вязкость флюида в Па×с; — длина пути в см; — перепад давления в Па.

4.

Метод установившихся отборов жидкости из скважин

Методом установившихся отборов исследуется фонтанирующая скважина и скважина, эксплуатируемая с помощью ШГН или электрического центробежного насоса ЭЦН. Для обработки наблюдений при двух и более установившихся отборах следует воспользоваться методом индикаторных кривых. В случае фонтанирующей скважины для обработки достаточно иметь наблюдения за одним установившимся режимом отбора. При этом используется интерпретационная модель, включающая линию штуцер-скважина-пласт.

ГДИ методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Установив фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Применяют три основных метода ГДИ скважин и пластов: 1. метод установившихся отборов жидкости из скважин 2. изучение восстановления пластового давления, 3. определение взаимодействия (интерференции) скважин.

На практическом примере на стационарном режиме фильтрации метода установившихся отборов оценим коэффициент продуктивности скважины и определим уравнение притока.

Образец решения задачи №1.

В качестве примера на стационарных режимах фильтрации при опробовании в колонне пласта Д₀+Д₀¹ в скважине 61 в интервале перфорации глубин 3508-3514 м получен фонтанный приток безводной нефти 86,4 м³/сут на 8-мм, 62 м³/сут - на 5-мм, 36 м³/сут - на 3-мм штуцерах, средний коэффициент продуктивности по трём режимам - 8,73 м³/сутМПа. Результаты испытания на стационарных режимах фильтрации приведены в далее следующей таблице, индикаторная диаграмма (дата исследования 05.06.1979-10.06.1979 г.г.) приведена на ниже следующем рисунке .

ТАБЛИЦА 1 Результаты испытания на стационарных режимах фильтрации пласта Д₀+Д₀¹ в скважине 61

Шту-цер, мм	Давление, МПа				Г.Ф., м3/м3		Т, 0 С		Дебит нефти, м3/сут		Продуктивность, м3/сутМПа
	буфер- ное	затруб-ное	забой- ное	депрес-сия
1	2	3	4	5		6		7		8		9
8	2,83	0,71	27,5	10,2		38		72		86,4		8,47
5	4,52	1,37	30,2	7,46		38				62		8,31
3	7,27	4,52	33,9	3,83		37		71		36		9,40
Статика	Тпл. = + 72 0С Кпр срд - 8,73 м3/сутМПа, плотность нефти - 0,841 г/см3, газовый фактор – 38 м3/т

Среднее арифметическое значение продуктивности пласта в скважине составило 8,73 м3/сутМПа.

Индикаторная диаграмма в случае плоскорадиального течения несжимаемой жидкости в недеформируемом пласте по закону Дарси выглядит как на рисунке1:

Заполнить таблицу №1 по данным вашего варианта и выполнить расчет коэффициента продуктивности

Построить в электронной таблице индикаторную кривую (ИК) по типу рисунка 1

Определить уравнение притока нефти к скважине

ОТВЕТ : средняя продуктивность скважины на трех(четырех )штуцерах составила**** м3/сутМПа, уравнение притока имеет вид.

Образец решения задачи №2, которая исследована методом понижения уровня жидкости в скважине компрессором.

Задача 2 ЦЕЛЬ: Определение продуктивности нефтяной скважины 96 при стационарном режиме фильтрации. Вызов притока осуществлялся понижением уровня с 782 до 238м, получен безводный приток нефти в 54 м3/сут плотностью 0,904г/см3 в интервале перфорации 2674-2680,4м ( -2531,9-2538,3м). Пластовое давление, замеренное на глубине 2300м -257,2атм. ВНК оценено на отметке минус 2538,3м.

РЕШЕНИЕ :1.Приведем давление к отметке ВНК. Расчетное приведенное пластовое давление составит : 257,2+22,7=290,9атм.

2.Определим давление столба жидкости от нижней дыры перфорации до отметки ВНК, высота столба жидкости – 2680,4-2300=380,4 м, определим давление столба жидкости 380*0,904/10,2=33,7 атм.

3 Рассчитаем забойное давление по формуле Рзаб=[(2674+2680,4)/2- (782+238)/2]*0,904/10,2=192атм,

4.Рассчитаем депрессию 290,9-192=98,9атм,

5.рассчитаем коэффициент продуктивности- Кпрод=54/98,9=0,546 м3/(сут*атм) = 5,5 м3/(сутМПа)