3. Условия применения гидродинамических исследований

Метод установившихся отборов используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации)

(1.1)

где Q — дебит жидкости в пластовых условиях, см³/с; р_пл — среднее давление на некотором условном круговом контуре с радиусом R_к (пластовое давление), МПа; р_заб— давление на забое скважины, МПа; r — приведенный радиус скважины; k — усредненная фазовая проницаемость пласта для данной жидкости, .мкм²; h — эффективная (работающая) толщина пласта, м; вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;  — коэффициент гидропроводности пласта, мкм²-м/(мПа·с).

Зависимость (1.1), т. е. Q = f (∆p), не линейна, так как параметры k, h, μ и R_к могут неявно зависеть от ∆р. Поэтому параметр K= Q/∆p, который принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго говоря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости, или смеси нефти и воды величина К, практически постоянна и при обработке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс исследования сводится тогда к получению в промысловых условиях зависимости Q=f(∆p), т. е. к определению К.

Если К — существенно переменная величина (фильтрация газированной, жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидкости; многопластовый объект эксплуатации, в котором пластовые давления по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сводится к получению экспериментальной зависимости Q=f(∆p), но дополняется работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом давления и величинами, которые от него зависят (например, μ(р), h (∆р), К(р) и др.).

Зависимость Q=f(∆p), графическое изображение которой принято называть индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредственного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагнетательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к установившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового-режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважины в радиусе, не меньшем среднего расстояния до ее окружающих соседних, давление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентировочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких, часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь процесс исследования скважины методом установившихся отборов должно затрачиваться время, в течение которого распределение нефтеводогазонасыщенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.

Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа и газожидкостной смеси.

В результате исследований методом установившихся отборов можно определить только коэффициент продуктивности К добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной) или его зависимость от перепада давления.

Для установления гидропроводности пласта ε необходимо независимо оценить R_к и r_с. Значение R_к без существенного ущерба для точности обычно принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними окружающими.

Приведенный радиус r, зависящий одновременно от способа вскрытия пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне скважины в первом приближении можно определить одним из известных аналитических или корреляционных методов (например, методом В. И. Щурова). гидродинамический исследование скважина пласт

Принципиально более точные оценки параметров т и ε можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой НГМ, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта, коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

Коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу.

, (2.1)

Размерности ; ; ;

В литературе обозначение коэффициента продуктивности можно встретить через греческую букву η.

Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как

(2.2)

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины:

; (2.3)

Q_в – расход воды, закачиваемой в данную скважину.

Коэффициент гидропроводности пласта:

; ; (2.4)

К и  связаны между собой.

. (2.5)

Подвижность жидкости в пласте k/ - определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверх аномально-вязкие нефти)

; (2.6)

Коэффициент проницаемости пласта k – важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды – характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации.

[k]=м² , мкм², Д, мД. 1Д=1000 мД=1,02 мкм² =1,0210^-12 м².

Способы определения коэффициента проницаемости k:

- лабораторный - через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью , с объемным расходом Q, при перепаде давления на входе Р₁ и выходе Р₂ этого образца . Тогда согласно закона Дарси:

, ₁-P₂ (2.7)

; (2.8)

Преимущество этого способа - наиболее точный, недостаток - показывает значение К только в точке отбора керна.

- геофизический – определяют при проведении геофизических работ в скважине. Преимущество этого способа - характеризует большую область пласта (осредненно), но только на несколько сантиметров от ствола скважины

- гидродинамический - позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласт (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный, чем лабораторный.

Коэффициент пьезопроводности пласта  - характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или, характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта используется формула Щелкачева:

; (2.9)

[]= , []=10 …10 м /с –для реальных пластов,

где и - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта;

- коэффициент упругоемкости пласта; Па или см²/кгс;

m – эффективная пористость, доли единицы.

Гидродинамическое совершенство скважины характеризуется:

а) приведенным радиусом скважины – это радиус такой воображаемой скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина.

r_пр=r_c е^-с, где с=с₁+с₂ (2.10)

б) коэффициентом совершенства

(2.11)