К оглавлению

УДК 622.279.5.001.42

Методика исследования скважин на разных технологических режимах

Н. И. ДНЕПРОВСКАЯ, Т. В. ВЛАСОВА, Ю. М. СМИРНОВ, А. П. ЩЕРБИНИН (ВНИИ)

Метод установившихся отборов позволяет определить продуктивность скважин, свойства жидкости, газа, горных пород, нелинейную фильтрацию жидкости и деформацию коллектора, неньютоновские свойства жидкости и среды. Исследование скважин этим методом имеет важное практическое значение при выборе и оценке способов воздействия на пласт и призабойную зону скважин.

Достоверность расшифровки индикаторных диаграмм и выбор факторов, определяющих их форму, во многом зависят от технологии исследования скважин и соответствия режимов установившемуся состоянию. Изучение скважин методом установившихся отборов основано на предположении, что дебит и забойное давление на каждом режиме практически стабилизировались и изменением этих параметров можно пренебречь.

Сущность применяемого в настоящее время метода [3] заключается в том, что на различных режимах работы скважин измеряются дебиты и забойные давления. Полученные данные используют для построения индикаторной диаграммы, которая может иметь различную форму: прямая линия, выпуклая к оси дебитов, выпуклая к оси давлений, S-образная. При линейном законе фильтрации однородной жидкости в пористом пласте индикаторная диаграмма будет изображена прямой линией, по которой определяют коэффициент продуктивности.

В настоящее время нет четких критериев установившегося состояния и рекомендаций по технологии исследования скважин в отношении работы на каждом последующем режиме. В инструкции [2] по исследованию скважин рекомендуется время работы скважины на каждом последующем режиме сохранять одинаковым.

В работе [3] для достижения установившегося состояния в пласте предлагается скважину отрабатывать на каждом режиме с постоянным дебитом в течение одного-двух дней. Применяемая в настоящее время технология исследования скважин имеет следующий недостаток: одинаковое время работы скважины на различных режимах снижает достоверность замеренных забойных давлений, приводит к погрешностям в определении коэффициента продуктивности и к искажению индикаторной диаграммы, а на каждом последующем режиме при «прямом» и «обратном» ходе исследования искривляет индикаторные кривые диаграммы выпуклостью к оси дебитов и способствует появлению гистерезисной петли.

На рис. 1 изображена гипотетическая индикаторная диаграмма, рассчитанная по формуле

Где - соответственно дебит скважины на первом, втором, третьем, ..., n-м режимах, см³/с; коэффициент гидропроводности, мкм²*см/мПа-с; - коэффициент пьезопроводности, см²/с; t₁,t₂, t₃, t_n - соответственно, время работы скважины на первом, втором, третьем, ..., n-м режимах, с;- радиус скважины, см; q₂-q₁- разница между дебитами, замеренными на втором и первом режимах работы скважины, м³/сут;-то же, замеренными на n-м и (n-1)-м (предыдущем) режимах работы скважины, м³/сут.

Для вычислений были приняты следующие параметры:=50 000 см²/с;= 20 мкм²-см/мПа-с;=10 см. Как следует из рис. 1, индикаторная диаграмма, рассчитанная при одинаковом времени работы скважины, т. е. при t₁=t₂=t₃= t₄=86,4*10³ с (линия 2), является искривленной - выпуклой к оси дебитов. Индикаторная диаграмма, найденная для обратного хода работы скважины (линия 3), искривляется к оси давления.

С.Н. Бузиновым и И.Д. Умрихиным [1] разработан метод исследования скважин на установившихся режимах, цель которого - повышение достоверности получаемых результатов. Это достигается благодаря правильному выбору времени работы скважины на каждом последующем режиме, при котором необходимо замерять забойные давления. Составленная по формуле (1) индикаторная диаграмма с учетом времени работы скважины имеет прямую линию (см. рис. 1, линия 1). Определение времени работы скважины на каждом режиме важно при разведке нефтяных месторождений, когда добытая нефть, как правило, теряется.

Рассмотрим схему исследования скважины при увеличении дебита от режима к режиму (рис. 2) на величину q по закону арифметической прогрессии, т. е. на первом режиме, продолжительность которого равна t₁, дебит равен q, на втором t₂ составляет 2q и т. д. Рассмотрим, по какому закону должна изменяться продолжительность исследования скважин на каждом режиме, чтобы коэффициент продуктивности соответственно оставался постоянным. Под коэффициентом продуктивности будем понимать отношение расхода к разнице пластового и текущего забойного давления, причем забойное давление определяется в конце каждого режима работы скважины. Это условие можно представить в следующем виде:

гдеи- соответственно депрессия в конце первого и n-го режимов работы скважины.

Депрессию в конце первого режима работы скважины найдем из выражения:

где и - соответственно пластовое и забойное давление.

Найдем депрессию, которая должна быть в конце работы скважины на втором режиме

Используя условие (2), получим:

Равенство (5) соответствует условию, когда продуктивность на втором режиме равна продуктивности на первом, т. е. индикаторная диаграмма, построенная по значениями , должна быть прямой. Из выражения (5) найдем:

Решая уравнение (6), получим:

Таким образом, t₂ с учетом t₁ должно быть меньше t₁. Если t₂ и t₁ будут равны, то получим заниженное значение депрессии на втором режиме, а индикаторная диаграмма будет выпуклой в сторону оси дебитов. Аналогично можно найти время исследования скважины на всех последующих режимах. Рекуррентное выражение для определения продолжительности n-то режима работы скважины будет иметь вид:

Выражение (8) справедливо при последовательном увеличении дебита от режима к режиму только по закону арифметической прогрессии. При планировании времени исследования скважины, когда закон изменения дебита является произвольным, время работы скважины на различных режимах находим по следующим рекуррентным выражениям:

где

Если изменение дебита происходит по закону арифметической прогрессии, то, преображая выражение (9), найдем время работы на различных режимах.

Для второго режима (n=2)

В выражении (10) величина соотношения дебитов d находится по формуле

Для третьего режима (n=3)

Аналогично находится время работы на всех последующих режимах.

При изменении дебита по закону арифметической прогрессии можно определить время работы скважины по номограмме, представленной на рис. 3. В случае изменения дебита по произвольному закону время работы скважины находится по выражению (9) методом подбора (t₂ при любом законе изменения дебита можно найти по номограмме, см. рис. 3).

В связи с изложенным выше предлагается следующая технология исследования скважин методом установившихся отборов.

1. Пускается скважина в работу на первом режиме с дебитом q₁ в течение t₁. В момент t₁ измеряется забойное давление p_c(t₁) и дебит скважины q₁. t₁ находится по изменению дебита и устьевых давлений.

2. Скважина переводится на последующий (второй) режим работы, при этом дебит второго режима должен быть больше дебита первого режима. Измеряется q₂. По известному соотношению q₂/q₁, используя номограмму (см. рис. 3, кривая t₂/t₁), определяется t₂ и в конце этого времени - p_c(t₁).

3. Скважина переводится на третий режим работы, при этом q₃ больше q₂. Измеряется q₃. При изменении дебита по закону арифметической прогрессии, зная q₁ и q₃, используя номограмму, определяется t₃, измеряется p_c(t₃) в конце этого режима. При изменении дебита по произвольному закону t₃ находим из выражения (9).

Дальнейшее исследование скважины на четвертом, пятом и последующих режимах работы производится так же, как было описано выше.

Если при определении времени работы на последующих режимах окажется, что величины d>4, t_n/t₁ > t₆/t₁, то время работы находится по выражению (9).

При определении времени работы на n-м режиме может оказаться, что t_n является малой величиной, т.е. за это время работы скважины режим не успел стабилизироваться и на забойное давление оказывают существенное влияние посторонние факторы (немгновенное изменение дебита, скин-эффект и др.). Поэтому, выбирая время работы на первом режиме, необходимо учитывать, что на максимальном режиме оно должно быть больше времени установления первого режима. Для этого, зная дебит на первом режиме, приблизительно оценив дебит на максимальном режиме, по номограмме найдем t₁

В качестве примера использования предложенной технологии рассмотрим материалы исследования скв. 253 Салымского нефтяного месторождения методом установившихся отборов (рис.4). Исследования скважины проводились на «прямом ходе», т. е. при увеличении дебита скважины от режима к режиму (см. рис. 4,а).

На первом режиме скважина работала t₁ =18.6 ч с дебитом q₁=27.4 м³/сут.

Забойное давление, замеренное в конце режима, составило p_c(t₁)=17,5 МПа.

После перевода скважины на второй режим с дебитом q₂=56,4 м³/сут по формуле (11) определена величина d- 1,06 и затем по номограмме (см. рис. 3) найдено необходимое время работы на втором режиме t₂ =0,63t₁; t₂= 11,64 ч. В конце второго режима было замерено p_c(t₂)=16,8 МПа.

Так как изменение дебита q3 = 100,3 м³/сут происходило по произвольному закону, t₃ находилось из выражения (9) при п-3

t₃= 10,19 ч. Измеренное в конце третьего режима забойное давление составило p_c(t₃)= 15,7 МПа.

Индикаторная диаграмма, построенная по данным исследования скважины (рис. 4,б), является прямолинейной и достоверно отражает фильтрацию жидкости из пласта в скважину.

Выводы

1. Исследование скважин методом установившихся отборов должно проводиться с учетом того, что время работы на последующем режиме должно быть меньше времени работы на предыдущем.

2. Использование предложенной технологии позволяет получать индикаторные диаграммы, достоверно отражающие фильтрацию жидкости из пласта в скважину.

3. Предлагаемая технология универсальна и применима при условии, если скважина на момент исследования длительное время работала на каком-либо режиме. В этом случае считается, что скважина находится в установившемся состоянии и исследования проводятся, как было указано выше.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., Недра, 1973.

2. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин. М., ОНТИ ВНИИ, 1982.

3. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М., Недра, 1974.

Рис. 1. Гипотетическая индикаторная диаграмма (а) и схема работы скважины (б).

Кривые: 1 - при прямом ходе исследования с учетом того, что время работы на последующем режиме меньше времени ее работы на предыдущем: 2-3 - соответственно при «прямом» и «обратном» ходе исследования, при одинаковом времени работы скважины на каждом режиме

Рис. 2. Схема исследования скважины на режимах при «прямом ходе».

а - изменение дебита; б - изменение давления

Рис. 3. Номограмма для определения времени работы скважины на последующих режимах

Рис. 4. Схема исследования (а) и индикаторная диаграмма (б) скв. 253 Салымского нефтяного месторождения на различных режимах