Дифференциальное уравнение движения 2 страница

где - приведенный радиус скважины.

Приведенный радиус скважины – это радиус гидродинамически совершенной скважины, которая обеспечивает при равных прочих условиях такой же дебит, как гидродинамически несовершенная скважина,

.

Радиально – сферический фильтрационный поток несжимаемой жидкости и совершенного газа.

Модель флюида

Характеристика	Несжимаемая жидкость	Совершенный газ
Распределение давления р(r)	(100)	(101)
Массовый расход Qm	(102)	(103)
Массовая ско –рость фильтрации	(104)	(105)
Объемный расход	(106)	(107)
Объемная скорость фильтрации	(108)	(109)
Время движения частиц t	(110)	______________
Время движения от контура до забоя	(111)	(112) где

Лекция 5.

Фильтрация по степенному закону

Рассмотрим способы определения основных характеристик потока при плоскорадиальном движении жидкости и газа с большими скоростями, когда причиной отклонения от закона Дарси становятся значительные инерционные составляющие общего фильтрационного сопротивления.

При плоскорадиальном движении закон приобретает вид:

, , (113)

где с и n – константы, определяемые из опыта или по результатам исследования скважины.

Для вывода формул введем функцию давления для несжимаемой жидкости и совершенного газа соответственно получаем:

, (114)

. (115)

Расчетные формулы для плоскорадиального течения несжимаемой жидкости и газа по степенному закону

Модель флюида

Характеристика	Несжимаемая жидкость	Совершенный газ
Распределение давления р(r)	(116)	(117)
Массовый расход	(118)	(119)
Распределение давления р(r)	(120)	(121)
Массовый расход Qm	(122)	(123)

Массовый расход для жидкости пропорционален депрессии в степени 1/n, поэтому индикаторная линия при 1< n < 2 будет иметь вид выпуклой к оси дебитов степенной кривой с дробным показателем меньшим 2. В случае фильтрации по закону Краснопольского, индикаторная линия является параболой второго порядка.

Рис. 4. Индикаторнаые линии,

соответствующие различным

законам фильтрации жидкости.

Рис. 4.

Фильтрация по двучленному закону.

Модель флюида

Характеристика	Несжимаемая жидкость	Совершенный газ
Функция Лейбензона
Распределение Давления	(124)	(125)
Уравнение притока к скважине	(126)	(127)

Из (126) и (127) видно, что индикаторная линия, построенная в координатах для жидкости и для газа, является параболой (Рис. 5, 6).

Рис. 5. Индикаторная линия Рис. 6. Индикаторная линия

при фильтрации жидкости при фильтрации газа по

по двучленному закону. двучленному закону.

Уравнение притока к скважине для несжимаемой жидкости имеет вид:

(128)

для газа

(129)

где

(130)

(131)

А, В, А1, В1, - коэффициенты фильтрационного сопротивления, являются постоянными для данной скважины.

Скважины исследуют на 5 – 6 режимах (однако ка показывают исследования и результаты обработки индикаторных линий этих замеров недостаточно, необходимо увеличить число замеров для более точного определения коэффициентов фильтрационного сопротивления. Кроме того можно упомянуть об аномальных видах индикаторной линии, о случаях кольматации и наоборот раскольматирования при высоких отборах).

Затем скважину закрывают и давление на забое остановленной скважины принимают за контурное давление рк.

Уравнения (128) и (129) можно представить соответственно к уравнению прямой:

(132)

Рис. 7. График зависимости от при фильтрации газа по двучленному закону

Коэффициент А – отрезок, отсекаемый на оси ординат, В – тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. (Рис. 7).

По значениям коэффициентов А и В определяют коллекторские свойства пласта: коэффициент проницаемости (эффективный), эффективную мощность пласта, коэффициент гидропроводности:

Для нефтяной скважины

(134)

Для газовой скважины

. (135)

Лекция 6.

Гидродинамические методы исследования скважин и пластов

Для проектирования, регулирования и контроля за разработкой нефтяного месторождения необходимо располагать информацией о фильтрационных параметрах продуктивных коллекторов и реологических свойствах различных дисперсных систем.

Построение гидродинамической модели месторождения связано с определенными допущениями. Анализ образцов керна, отбираемых при бурении, не позволяет надежно оценить коллекторские свойства пласта в связи с дискретностью отбора керна и изменением его характеристик при подъеме на поверхность. Геофизические исследования основаны на определении емкостных параметров прискваженной части пласта. Расчет фильтрационных параметров коллектора лучше всего проводить по данным гидродинамических исследований скважин и пластов, которые отражают непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позволяют получить усредненную информацию в значительной части пласта.

Сущность ГДИ на неустановившихся режимах заключается в проведении замеров основных гидродинамических параметров – расхода и давления при изменении условий работы скважины. Определение свойств призабойной и удаленной зон пласта производится на основе решения обратных гидродинамических задач неустановившейся фильтрации.

Исходную информацию о параметрах пласта также можно получить на основе развивающихся в последнее время способов решения обратных задач разработки объекта. Данный подход обладает преимуществами в связи с учетом влияния границ пласта и расположения скважин на месторождении. Однако его использование возможно только после некоторого периода эксплуатации месторождения, а определение гидродинамических параметров связано с проведением ГДИ.

Исследования добывающих скважин обычно проводят, закрывая скважину на устье и снимая кривую восстановления давления (КВД) или уровня продукции в затрубном пространстве (КВУ). При этом практически до полного восстановления давления происходит приток жидкости из пласта в скважину. Необходимость учета данного параметра признана различными авторами, однако существующие методики с учетом притока связаны с операциями интегрирования или дифференцирования экспериментальных значений забойного давления, что всегда приводит к значительной ошибке. Кроме того, при обработке результатов исследований обычно используется приближенный графоаналитический метод. Статистическая погрешность исследований в данном случае учитывается в достаточно грубом приближении.

Все методики интерпретации КВД можно разделить на две группы – без учета и с учетом продолжающегося притока жидкости в скважину. При использовании методик первого типа, таких как Хорнера, Чарного, Минеева, необходимо проведение длительных исследований, что отрицательно сказывается на добычи нефти.

Методики интерпретации КВД с учетом притока позволяют определять параметры призабойной и удаленной зон пласта. Решению данной задачи посвящены работы Щербакова, Чарного-Умрихина, Баренблатта и др, Борисова, Каменецкого, Чекалюка и др.

Для пласта неограниченных размеров при мгновенном прекращении притока жидкости к скважине после ее остановки (или после пуска с постоянным дебитом) повышение давления в скважине с высокой степень точности определяется по формуле Тсейса:

, (136)

Если мало и в связи с этим нельзя пренебречь суммой , практически , тогда

, (137)

где , - коэффициент упругоемкости пласта (приведенный коэффициент сжимаемости жидкости и породы) ; - коэффициент объемного сжатия жидкости , - коэффициент объемного сжатия пласта ; - изменение давления в скважине после ее остановки, или - изменение давления после пуска скважины.

При построении экспериментальной кривой (построенной по данным исследования скважины после ее остановки) в координатах , по уравнению (137) получим прямую линию. По тангенсу угла наклона определяют коэффициент гидропроводности

, (138)

а по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ,

, (139)

определим пьезопроводности пласта

. (140)

Описанный метод наиболее распространенный. Недостаток его заключается в том, что при построении кривых восстановления давления в координатах вместо ожидаемой прямой часто получают ломанную линию.

В последнее время появилось значительное число работ, посвященных гидродинамическим исследованиям скважин и пластов. В этих работах особое внимание уделяется теоретическим обоснованиям различных методов исследования. Меньшее место отводится вопросам практического применения различных способов исследования скважин и методов обработки экспериментального материала. В результате этого получается разрыв между постепенно увеличивающимся числом новых методов исследования и обработкой материалов и практическим использованием разработанных и апробированных методов.

При изменении режима работы скважины происходит процесс перераспределения давлений по пласту, продолжительность которого зависит от многих факторов: величины пластового давления, геометрических размеров продуктивного пласта, его проницаемости, вязкости пластовой жидкости и т.д.

Сущность метода исследования скважин при установившихся процессах фильтрации состоит в нахождении зависимости дебита от величины депрессии на забое скважины, т.е. разности между пластовым и забойным давлениями, путем последовательного изменения режима работы скважины и измерения при этом установившихся значений забойных давлений и соответствующих им значений дебитов нефти, воды, газа. По построенному графику, называемому индикаторной линией расчетным путем определяют продуктивность скважины, параметры пласта и параметры, характеризующие состояние ПЗП.

Эффективность эксплуатации месторождения во многом определяется продуктивной характеристикой скважин. Поэтому особое внимание уделяется оценке состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) и установлению оптимального технологического режима работы скважин.

Отклонение эксплуатационных режимов от оптимальных приводит к существенным осложнениям при эксплуатации скважин: ограничению отбора пластового флюида из скважины; образованию песчаных пробок; выносу песка и воды.

Исходной информацией для оценки состояния ПЗП и установления оптимальных режимов работы скважин являются данные геофизических и гидродинамических исследований.

Интерпретация этих данных представляет определенные трудности, особенно в условиях слабоустойчивых терригенных коллекторов, склонных к пескопроявлению, тем более что существующие конструкции забойного оборудования эксплуатационных скважин не позволяют оценить состояние фильтровой части геофизическими методами исследований скважин.

Разработанные за последние время методы исследований скважин и пластов при установившихся режимах эксплуатации имеют ограниченность применения в части: определения фильтрационных характеристик пласта; оценки состояния ПЗП; оценки состояния фильтровой части скважины; выявления динамики фильтрационных характеристик пласта и продуктивности скважин; количественной оценки критических дебитов скважин в условиях выноса песка и пластовой воды, а также режимов энергосбережения.

Оценке состояния ПЗП посвящены работы С.М. Тверковкина, Г.А. Зотова, Гриценко А.И., В.К. Зинченко, О.М. Ермилова, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, А.И. Петрова, В.Н. Васильевского и др.

Данная инструкция предназначена для выполнения работ по оценке состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) и диагностике эксплуатационных скважин по результатам гидродинамических исследований при стационарных режимах фильтрации нефти (газа). Инструкция применима для эксплуатационных скважин, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам.

Анализ данных гидродинамических исследований в соответствие с предлагаемой инструкцией позволяет:

- определять работающие интервалы пласта;

- определять фильтрационные свойства пласта (коэффициент проницаемости);

- оценивать степень кольматации забойных фильтров и высоту песчаной пробки на забое скважины;

- оценивать изменение во времени фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта;

- прогнозировать продуктивную характеристику эксплуатационных скважин;

- оценивать интенсивность выноса песка из пласта в скважину и предельно-допустимые дебиты скважин.

Методика обработки результатов исследований

Уравнение притока к забою скважины при нелинейном законе
фильтрации имеет вид:

для жидкости

; (141)

для газа

, (142)

где - пластовое давление; - давление на забое работающей скважины; Q - дебит жидкости (газа) при стандартных условиях; , -коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Уравнения (141), (142) записывают также в виде:

для жидкости

; (143)

для газа

, (144)

где для жидкости и соответственно для газа

Графическое изображение уравнений (143) и (144) в координатах , или, соответственно называют индикаторной линией. Стандартная индикаторная линия, например, для газа имеет вид квадратичной параболы, выходящей из начала координат с положительными значениями коэффициентов , .

В промысловой практике форма индикаторной линии может существенно отличаться от стандартной в силу ряда причин геологического, технологического и технического характера.

К геологическим факторам, искажающим форму индикаторной линии, следует отнести, в первую очередь, анизотропию пласта-коллектора, а также наличие низкопроницаемых сред и тектонических нарушений.

Перенос из пласта к скважине глинистых частиц и мелких фракций песка, а также поступление пластовой воды, накопление на забое скважины и вынос на поверхность песка и воды определяют технологические факторы.

Из технических факторов следует отметить конструкцию забоя скважины и забойного оборудования, а также технические средства для замера дебита скважины и давления.

Типовые индикаторные линии (для газа), выявленные по данным исследований, приведены на рисунке 8.

Поскольку исследования при стационарных режимах фильтрации дают информацию о состоянии призабойной зоны пласта, эти исследования необходимо проводить при умеренных дебитах скважины, по возможности, исключая проявление отрицательных факторов.

Методика проведения испытаний, замера дебита скважины и определения забойного давления должны соответствовать требованиям инструкции или руководству по исследованию скважины.

Определение пластового давления связано обычно с некоторыми трудностями. Согласно принятой физической модели стационарной фильтрации газа пластовое давление при всех режимах исследования принимается постоянным и равным давлению на границе области влияния исследуемой скважины. Фактически же при работе группы скважин пластовое давление зависит от степени их взаимодействия и изменяется в той или иной мере от режима к режиму. Поэтому по результатам исследований определяется некоторое условное значение пластового давления.

ТИПОВЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА

	Гидравлическая характеристика	Индикаторная линия	Возможные причины аномалии
а			Стандартная индикаторная линия 1. - 2. -
б			Занижено пластовое давление
в			Завышено пластовое давление
г			Кольматация каналов фильтрации, вынос песка
д			Включение новых каналов фильтрации, очистка ПЗП и скважины
е			Работает 2 пласта и более

Рис. 8.

Из формулы (141) и (142) следует, что пластовое давление равно забойному давлению при дебите газа равном нулю, т.е. давлению на забое остановленной (закрытой) скважины. В пластах с высокой проницаемостью и малой степенью анизотропии это условие в большинстве случаев выполняется (схемы а, г, д). В условиях значительной анизотропии и низкопроницаемых сред пластовое давление, определенное по давлению на забое остановленной скважины, может быть либо заниженным (недовосстановление), либо завышенным (схемы а и б, соответственно). В этом случае определяется условное пластовое давление по одному из изложенных ниже способов.

1. Строится гидравлическая характеристика пласта в координатах

или и методом графической экстраполяции кривой до оси ординат определяется условное пластовое давление или . Данные исследования обрабатываются по уравнению:

для жидкости

; (145)

для газа

; (146)

2. Используя значение замеренного пластового давления, строят графическую зависимость для жидкости или для газа , и методом графической экстраполяции до оси ординат определяют отрезок . В дальнейшем при обработке данных исследований используют уравнение:

для жидкости

; (147)

для газа

, (148)

при этом условное пластовое давление равно

, (149)

или

. (150)

По литературным источникам коэффициент учитывает недостаточность стабилизации пластового и забойного давлений, а также наличие жидкости на забое скважины. Обычно коэффициент определяется методом экстраполяции индикаторной линии до оси ординат. Возможны положительные и отрицательные значения этого коэффициента.

3. Условное пластовое давление рассчитывается с использованием метода наименьших квадратов.

Решается система линейных уравнений (на ЭВМ по стандартной программе):

- для жидкости , (151)

или

-для газа , (152)

где ; - число режимных точек, откуда определяются все искомые параметры , и .

Метод наименьших квадратов (формализованный по своей сути) сглаживает индикаторную линию, приводит ее к параболическому виду, исключая возможные отклонения за счет различного рода физических процессов (разрушение пласта, прорыв пластовой воды, подключение неработающих интервалов и др.). Поэтому, перед расчетом необходимо выявить аномалии и отбраковать режимы на конечных участках индикаторной линии (схемы г и д).

Коэффициенты фильтрационного сопротивления и могут быть определены также графоаналитическим методом обработки индикаторной линии. В этом случае при найденном значении условного пластового давления строится графическая зависимость для жидкости или для газа . Отрезок, отсекаемый на оси ординат дает значение коэффициента А, а тангенс угла наклона прямой линии к оси абсцисс - значение коэффициента В.

Качество диагностики скважин во многом определяется достоверностью используемых физических и математических моделей, процессов, протекающих в пласте при фильтрации нефти (газа), а также методологией постановки гидрогазодинамических исследований и интерпретацией полученных результатов.