Тема 8. Гидродинамические исследования скважин и пластов

ГДИ – это методы определения гидродинамических характеристик пластов или скважин по данным замеров дебитов и давлений при установившихся или неустановившихся процессах фильтрации жидкости и газов в пласте. ГДМ исследования применяют с целью определения геометрических и фильтрационных характеристик пласта при известной величине давления, скорости фильтрации и дебитов в исследуемых скважинах.

С помощью этих методов в скважинах и пластах можно определить геолого-промысловые параметры пластов:

· Проницаемость

· Гидропроводность

· Пьезопроводность

· Проводимость

и показатели работы скважин:

- Коэффициенты продуктивности (для добывающих скв.)

- коэффициенты приемистости (для нагнетательных)

- коэф.гидродинамического совершенства скважины

- приведенный радиус скважины

Полученные величины представляют собой средние значения параметров в объеме изучаемого пространства, поскольку определяются в 1 скважине, между 2-мя скважинами, или в радиусе дренажа скважины. Но все же, объем горной породы, «охваченной и изученной ГДИ» намного больше, чем при исследовании керном или при ГИС, поэтому геолого-промысловые параметры, полученные по ГДИ более достоверны и чаще используются в прогнозе основных технологических решений при разработке. (В обосновании технологии разработки, как правило, лежит комплексное использование результатов определения параметров пластов и скважин – лабораторное исследование керна, геофизические и гидродинамические методы изучения. Особенно это важно для залежей с карбонатными коллекторами порово-трещинного типа).

В зависимости от режима работы исследуемых скважин различают 3 гидродинамических метода исследования:

1. Метод установившихся отборовоснован на изучении установившейся в скважине фильтрации жидкости, газов и их смесей и предусматривающий замеры дебитов, забойных и пластовых давлений на нескольких режимах работы. В процессе исследования скважины по данному методу необходимо чтобы она отработала не менее чем на 3 режимах, т.е., в исследуемой скважине 3 раза меняют величину отбора, (изменяют Р_заб).

Изменение режима достигается в разных скважинах по-разному: в добывающих фонтанных – изменяют d штуцера; в глубинно-насосных,эксплуатирующихся ШГН – изменяют длину хода штока, число качаний штанги, d насоса; в скважинах с ЭЦН – изменяют противодавление на устье скв.; в нагнетательных – изменяют расход воды.

При исследовании скважины на каждом из 3 режимов, необходимо чтобы скважина проработала на каждом из них не менее 2-3 суток. При отсутствии разницы в замерах за это время режим в скважине считается установившимся. Замеры дебитов и давлений проводят каждые 24 часа. В результате получают зависимость дебита скважины Q_н от величины Р_заб (а точнее от величины перепада давлений - ∆р между пластовым и забойным).

Пример исследования добывающих скважин:

Таким образом, с увеличением депрессии на пласт - ∆р, дебит скважины растет. При Р_заб. близком к 0, дебит скважины Q_н будет максимальным, такой дебит называется потенциально возможным. При Р_заб =Р_пл – притока из скважины не будет. Полученные результаты наносят на график и строят индикаторную диаграмму (кривую).

А) для добывающих скважин:

Q_н

∆р

Индикаторные кривые описываются уравнением:

Q_н= К_прод *(Р_пл – Р_заб)ⁿ,

где n- показатель степени, зависящий от типа кривой – вогнутая, выпуклая. Причины искривления – это нарушение линейного закона фильтрации; снижение проницаемости в ПЗП в связи со смыканием трещин, изменение режима работы скважин, упругие свойства флюидов и пластов.

К_прод = Q_н/∆р скважин определяют по линейному начальному отрезку кривой. Коэффициент характеризует добывные возможности скважины и является постоянной величиной при установившемся режиме работы. К _прод – это количество нефти, добытое из скважины при снижении давления до величины забойного.

Б) для нагнетательных скважин:

∆р

ω

в нагнетательных скважинах определяют коэффициент приемистости - ω = К_прием (Р_заб-Р_пл)ⁿ –

ω – расход м³/сут, Р_заб-Р_пл – репрессия на пласт; К_прием = ω/ ∆р

При условии, что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации, дебит определяется из формулы Дюпюи:

2π k_пр h_р (Р_пл – Р_заб)

Qн= -----------------------------------

μ_Н (ln R_к/r_C + С)

Q_н – дебит нефти в пластовых условиях

k_пр - коэффициент проницаемости

h_р - работающая, толщина пласта

μ_Н - вязкость нефти в пласте

R_к – радиус дренажа (влияния) скважины – равен 0,5 расст. м/д соседн. скв..

r_C - радиус скважины (долота)

С - поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия

Зная дебит и давление, из формулы Дюпюи можно получить еще ряд промысловых характеристик:

К_прод μ_Н (ln R_к/r_C + С)

1. Коэффициент проницаемости К_пр = ----------------------------------,

2π h_р

где К_прод = Q_н/∆р ,

k_пр h_р

2. Коэффициент гидропроводности – ε = -------------

μ_ж

где k_пр- проницаемость пласта в районе исследуемой скважины

h_р – работающая толщина пласта, μ_ж – вязкость жидкости; размерность коэффицента – м³/(Н*с)

Коэффициент определяет производительность пласта в скважине и характеризует способность пласта толщиной h, фильтровать флюид с вязкостью μ в 1 времени при напорном градиенте равном 1.

3. Коэффициент проводимости - α = k_пр / μ_ж

размерность коэффицента – м⁴/(Н*с), он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

k_пр

4. Коэффициент пьезопроводности – χ = ------------------ = α / β,

[μ (k_п*β_ж +β _п.с.)]

где k_п – коэф. пористости пласта;

β_ж и β _п.с. – коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды в районе исследуемых скважин.

(k_п*β_ж +β _п.с.) – коэффициент упругоемкости пласта – β

размерность коэффициента – м²/с

Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения породы и жидкости.