Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

можно

весь интервал разбить

на

несколько равных участков,

первый

иэ

них

еще на п

равных частей. Тогда

1Л^

f f

ф=^

Af (m)

Л/-1

Af(«)e

m=0

(m—n

(1.56)

где Af(m)=f(m-\-l)AT—f(mAT);

N —

общее число разбиений;

п —

число

раз-

биений

начального участка;

AT —

интервал разбиения начального участка;

AT'

—

интервал разбиения оставшегося участка.

Принимаем

л=5, N=&,

ДГ=10

мин,

Д7'

=30

мин.

Тогда формула

(1.56)

будет

иметь следующий

вид:

т—0

(т-4)

(1.57)

т=-5

В данном случае

f(t)=exip

(t)—p(O)]—\.

качестве примера

в таб-

лице

1.7

приведен расчет функции

ф для

<о=Ю

мин. В

таблице приняты

обозначения:

а=

У] Л

т=0

т=5

(от)

1,0

т=0

,),

нин.

Рис.

1.13. Кривая восстановления

давления в координатах

V—1п(<о+т)

ТАБЛИЦА

1.7

ПРИМЕРУ

ОБРАЮТКИ

КРИВОЙ

ВОССТАНОВЛЕНИЯ

ДАВЛЕНИЯ

ТРЕЩИНОВАТОМ

"КОЛЛЕКТОРЕ

тп

тдГ

~п~

—тдГДо

0,3679

0,1353

0,0498

0,0183

Af(m)e—тДГ/^о

0,7023

0,1043

0,0276

0,0071

0,0021

0,8434

0,6321

<fi

0,5331

ч>

0,5331

(m—л+ПдГ'

0,0067

Т"

0,003

а'

0,003

ь>

0,01987

0,0006

="д?т(1-е-

») V A

(m) е- <

дг

?о

m=5

(1.58)

После того как определена зависимость

ф(^о),

строим график i|)(ln<o)

(рис.

1.13),

по которому определяем наклон асимптоты i=0,469. Затем гра-

фик

ф(1п/о) перестраиваем в координатах

r|>—In

{t^\-i), задавая для т раз-

личные значения. Искомое значение

будет

то, которое

дает

прямую с накло-

ном,

равным

0,469,

т. е. т=3 мин. Прямая

1|>{1п

(<о+3)] изображена на

рис.

1.13.

ОБРАБОТКА

РЕЗУЛЬТАТОВ

ИССЛЕДОВАНИЯ

ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ

СКВАЖИН

Изменение

дебита возмущающей скважины

однократное и скачкообразное

В специальной литературе описан широкий круг методов обработки ре-

зультатов

исследования взаимодействия скважин (кривых реагирования)

с целью определения осредненных значений параметров пластов е и х

районе исследуемых скважин и оценок некоторых видов неоднород-

ностей.

Выбор того или иного метода обработки определяется характером воз-

буждения возмущающей скважины (скачкообразное или плавное, однократ-

ное

или периодическое изменение дебита) и видом полученных кривых реаги-

рования

Ap(t). Например, если на кривых четко устанавливаются координа-

ты (Др и /) характерных точек (точки касания прямой, проведенной из на-

чала координат, или точки максимума), то возможно применение наиболее

простых методов «характерных точек».

При

скачкообразном, однократном изменении дебита возмущающей сква-

жины

наиболее удобен метод' «эталонных кривых», однако он не

всегда

дает

хорошие результаты (вследствие влияния различного рода помех и по-

грешностей измерений). Более универсальными

следует

считать интегральные

методы.

Формула, лежащая в основе метода, имеет следующий вид:

10-*AQx

*«

)

где R — расстояние

между

возмущающей и реагирующей скважинами, м;

t — время, отсчитываемое с момента изменения дебита возмущающей сква-

жины,

с; AQ— изменение дебита возмущающей скважины (в пластовых

см

условиях), ——; размерность е (мкм

-м)/(мПа-с)

Ь.р (О

р (

(

Ар (0)

где Ар — изменение давления в реагирующей скважине, вызванное измене-

нием

дебита возмущающей скважины (отсчитывается от «фона»), МПа.

Интеграл

(1.60)

для каждой выбранной точки на кривой реагирования

определяется численным методом.

Формула

(1.59)

является уравнением прямой линии в координатах

10"

AQK

—l/t, в которой д=1п—j^s—численно равна отрезку, отсекаемо-

му прямой на оси ординат, а величина

(/?

/4х<

характеризует уклон прямой.

Определив В и tga, параметры х и е можно определить по следующим

формулам:

х=

—

R*/4tga,

м»/с;

(1.61)

10-'ДО

• =

{мкм'-м)/(мПа-с)

(1.62)

Результаты лромысловых наблюдений представляются в виде графика из-

менения

во времени забойного давления в реагирующей скважине (см.

рис.

1.14).

Линия ВА' «а графике строится как продолжение линии АВ фак-

тического графика изменения давления в реагирующей скважине до начала

исследования.

Для последующей обработки период наблюдений разбивается на неболь-

шие (равные) интервалы времени с таким расчетом, чтобы шаг разбивки At

удовлетворял соотношению

v5*2At,

где *

р — время начала реагирования.

Значения

/ и Ар, соответствующие началу каждого интервала, записыва-

ются в таблице (см. графы 2—4 табл. 1.8).

Для вычисления функции

(t) в каждом интервале определяются значения

dAp 1

~—^ №п—

bPn-i)

у»

где

Метод

предложен

Ю. П.

Борисовым

и В. П.

Яковлевым.

ТАБЛИЦА 1.8

К ПРИМЕРУ ОБРАБОТКИ КРИВОЙ РЕАГИРОВАНИЯ ИНТЕГРАЧЬНЫМ МЕТОДОМ ПРИ ОДНОКРАТНОМ СКАЧКООБРАЗНОМ ИЗМЕНЕНИИ

ДЕБИТА ВОЗМУЩАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

t. ч

t. с

200

800

400

000

600

200

800

400

000

600

200

800

400

000

600

200

800

400

000

АР (0.

МПа

0,0003

0,0005

0,0010

0,0014

0,0021

0,0032

0,0041

0,0054

0,0066

0,0081

0,0096

.0,0111

0,0125

0,0140

0,0158

0,0174

0,0196

0,0217

Ар

0003

0002

0005

0004

0007

ООП

0009

0013

0012

0015

,0015

,0014

,0015

,0018

,0016

,0022

,0021

4t.

,97-

,47-

,08-

,78-

,53.

,31

,14-

,98-

,85

,74

,64

,54

,46

,39

,32

,26

,21

,16

,П

С"'

10"»

ю-»

10"»

ю-»

10"»

ю-»

•

ю-»

•10"»

ю-»

•

ю-»

-ю-»

3,72-10"»

3,28-10"»

2,93-10"»

2,66-10"»

2,42-10"»

2,22-10"»

2,11-10-»

1,92-10"»

1,80.10"»

1,69-10"»

1,59-10"»

1,50-10-»

1,42-10"»

1,36-10"»

1,29.10"»

1,24-10"»

1,19-10-*

1,14-10-»

|5|

X 17|

11,2.10-»

6,6-10-"

14,610"»

10,6-10"»

16,9-Ю"

24,5.10-»

19,0-10-»

24,9-10-»

21,5-10-»

25,4-10-»

23,8-Ю-

22,5-10"»

20,0-10-»

20,3-10-»

23,2-10-»

19,8-10-»

26,2-10-"

23,8-10-»

<р=10

\\ |8/

п=\

11,2-10-»

17,8-10-»

32,4.10-»

43,0-10-»

59,9.10-»

84,4-10-»

103,4-10-»

128,3-10-»

149,8-10-"

175,2-10-»

199,0-10-»

221,5-Ю-

241,5-10-»

261,8-Ю-

285,0-10-«

304,8.10-»

331,0-Ю-

354,8-10-»

1Пф

-16,00

—

15,55

—

15,00

—14,67

—

14,33

—

13,99

—

13,79

—

13,57

—

13,41

—

13,26

—13,13

—

13,02

—

12,94

—

12,85

—

12,77

-12,70

—

12,62

—

12,55

Значения

i|>(f) в каждой точке определяются суммированием значений

dS.plt

по всем предшествующим интервалам и умножением полученной сум-

мы на 10.

Затем вычисляют значения 11тф и строят прямолинейный график In -ф—1/г

(при

разбросе точек график сглаживается).

По

графику определяют величины В и tg a, a затем по формулам

(1.61)

(1.62)

определяют х и в.

Пример.

Результаты наблюдений за изменением давления в реагирую-

щей

скважине представлены графиком (рис. 1.14) и табличными данными

(графы 1—4 табл. 1.8).

7,05

£7,02

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 2(i

Время с момента остановки возмущающей скважины ( , ч

12 16 20 24

Календарное

время (, ч

8 12

Рис.

1.14. Изменение давления в реагирующей скважине при

скачкообразном однократном изменении дебита возмущающей

скважины

{

-12

—14

-16

-18

tga

—1,42

В—И

-10

, с

—1

Рис.

1.15. Обработка кривой реагирования при однократ-

ном

скачкообразном изменении дебита возмущающей сква-

жины

интегральным методом

Возмущение создано остановкой фонтанной скважины, эксплуатировав-

шейся

на установившемся режиме с дебитом Q=5165 см

/с. Расстояние меж-

ду возмущающей и реагирующей скважинами Л=570 м.

При

обработке выбран шаг разбивки

At=l

ч=3600 с.

Соответствующие значения Ар и 1/7 записаны в четвертой и шестой гра-

фах табл. 1.8.

Для определения ip(t) воспользуемся методом трапеций (порядок вычис-

лений

виден из табл. 1.8).

По

данным вычислений (графы 6 и 10) строится график (см. рис. 1.15)

(t)—l/t.

По

графику определяем tga=l,42-10

B=—11.

По

формуле

(1.61)

570

х=

4X1,42X10"

По

формуле

(1.62)

10-*Х5165

=г

0,572

/с.

мкм'-м

! 5,50

Календарное время

18.VI

19.VI

20.VI

21.VI

22.VI 23.VI 24.VI

Обработка

результатов исследований

при периодическом скачкообразном изменении дебита

возмущающей скважины

Результаты первичных исследований представляются в виде графиков из-

менения

во времени давления в реагирующей скважине и дебита возмущаю-

щей

скважины (рис.

1.16).

Давление в реагирующей скважине изменяется по гармоническому закону;

каждому импульсу дебита возмущающей скважины

соответствует

импульс

давления — максимум или мини-

мум на кривой изменения дав-

ления.

Момент первого изменения

дебита возмущающей скважины,

работавшей на постоянном режи-

ме,

принимается за начало от-

счета времени исследования t.

Через два — три импульса с

начала исследования период ко-

лебания давления становится

равным периоду изменения деби-

та Т. По величине сдвига фаз се

между

гармониками дебита и

давления и по значениям импуль-

сов давления Ар(а) рассчитыва-

ются фильтрационные характери-

стики

пласта.

Величины Ар (а) измеряются

на

графике от точек максимума

минимума на кривой давления

до линии А А'—«фона» давления,

характеризующего изменение дав-

ления

в реагирующей скважине

Время

момента начала исследования

/,, Д°

изменения режима работы

возмущающей скважины.

Рис.

1.16. Обработка кривой реагирова- Фильтрационные характери-

ния

при периодическом изменении деби- стики пласта в зоне

между

ис-

та возмущающей скважины следуемыми скважинами опреде-

-.3,45

•

IjjjJ

«"Г

1/2 Т

«.,

•&

&р

'«3

3/2 Т

•

А'

—-—

•*•

«4

2Т

36 12

ляются для экстремальных точек из следующих соотношений:

10-' Г Д<2

(1.64)

где Др(а,) —импульс давления, МПа; at — сдвиг фаз, радиан; AQ — величина

периодического изменения дебита возмущающей скважины, см

/с; /,• — время

с момента начала исследования, с; Г — период изменения дебита возмущаю-

щей

скважины, с; R — расстояние между исследуемыми скважинами, м.

В формуле

(1.64)

знак плюс соответствует значениям минимумов давле-

ний

на кривой реагирования, т. е. точкам Ар(а

{

) и Др(а

) на рис. 1.16, а знак

минус — значениям максимумов давления, т. е. точкам Др(а

) и Ар(аь).

Сдвиг фаз <Zi определяется по формуле

(1.65)

где Д/i — время, отсчитываемое от экстремальной точки на кривой давления

до середины соответствующего импульса дебита, с.

Для определения фильтрационных характеристик пласта по формулам

(1.63)

(1.64)

следует

использовать третий и последующие импульсы давле-

ния

Ар(а), так как результаты расчетов для более ранних моментов

могут

искажаться влиянием начальных условий.

Последовательность обработки данных исследований взаимодействия сква-

жин

при периодическом изменении дебита возмущающей скважины дается

следующем примере.

Пример.

На реагирующей скважине зафиксирована кривая изменения

давления (см. рис. 1.16) при периодическом изменении дебита возмущающей

(нагнетательной) скважины, производительность которой при работе на

уста-

новившемся режиме составляет

10066

см

/с, расстояние между реагирующей

возмущающей скважиной Я=435 м.

В момент, принимаемый за начало отсчета

(/=0),

скважина была останов-

лена, а через 24 ч вновь пущена с той же производительностью. После 24 ч

работы скважина была вновь остановлена, а затем цикл был повторен.

Полный

период изменения дебита Т=48 ч=

17,28-10

с.

Проведя на графике прямую линию «фона», экстраполирующую изменение

давления до начала исследования, определим координаты Др(а() и t точек

минимумов и максимумов на кривой реагирования.

В нашем примере:

/, = 21 4 =

7,55-10*

с; Ар (а,) =

0,039

МПа, /, = 30 ч=

10,8-10-*

с;

&Р(

г) =

0,034

МПа, /, = 41,4 ч=

14,9-10*

с; Д/> (а

) =

0,065

МПа,

= 57 ч =

20,5.10*

с; Ар (о

) =

0,062

МПа.

Определим по графику At

{

и по формуле

(1.65)

сдвиг фаз:

At, = 30 ч=

10,8-10*

с; Д/, = Д/, = Д/

= 23 ч =

8,28-10*

с.

10,8-10*

17,28-ю*

8,28-10*

= а, =

17>

28-10*

= 0> 96

ад

По

формуле

(1.63)

определим значения и:

0,55 м*/с,

17,28-10*

. .

(1,25--g-J

= Х

= 1 М

/С

По

формуле

(1.64)

определим значения г для каждого Ap(a

);

10' Г

10066

/ 435' \ ,

0,039

[~~ 8п

\ ~~

4-0,55-7,55-Ю

/ +

,10066

0,55тс

-4351/" * 1

0о

—^Г-у

35>

0.55-7.5510*

I =2,22 (мкм«-м)/(мПа.с),

6,23 (мкм

-м)/(мПа-с), а, = 6,10 (мкм

• м) / (мПа • с),

= 6,43 (мкм*-м)/(мПа-с).

Средняя

гидропроводность

-М

ИССЛЕДОВАНИЕ

СКВАЖИН,

ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АНОМАЛЬНЫМИ

СВОЙСТВАМИ

НЕФТИ

Наличие

в залежи нефти с аномальными свойствами может быть установ-

лено (кроме лабораторных исследований состава и реологических свойств

нефти)

по данным гидродинамических исследований скважин и анализа пока-

зателей, характеризующих работу скважин уже на стадии разведки и пробной

эксплуатации, а в последующем по данным анализа показателей разработки

пласта. Как показывает опыт эксплуатации месторождения Узень (нефти кото-

рого в пластовых условиях проявляют себя как неньютоновские жидкости

вследствие высокого содержания парафина и смолоасфальтеновых веществ),

при

исследовании скважин на приток иногда наблюдаются нелинейные зави-

симости дебита от депрессии давления, а индикаторные линии при экстраполя-

ции

отсекают на оси давлений отрезок Ар, соответствующий начальной депрес-

сии

сдвига в пласте нефти с определенными структурно-механическими свойст-

вами

(CMC).

Некоторые скважины, несмотря на благоприятные условия вскры-

тия

пласта и его коллекторские свойства, не фонтанируют.

Установлено, что чем выше в нефти содержание асфальтосмолистых ком-

понентов,

тем больше отличается предельное пластовое давление, восстанавли-

вающееся в закрытой скважине, от среднего пластового р по залежи при оди-

наковых сроках остановки скважины. Иногда оно не достигает величины р на

1,5—2 МПа.

Конкретные

данные о структурно-механических свойствах аномальных

нефтей

в пласте и условия их притока к скважинам можно получить по дан-

ным

их гидродинамических исследований. Успешно испытана на промыслах

методика исследования пластов с аномальными нефтями по «двусторонним»

кривым

восстановления (падения) давления и индикаторным диаграммам.

Теоретические основы исследований обычно строятся исходя из следующей

схематизации притока к скзажинам нефти с аномальными свойствами.

При

эксплуатации скважиной однородного пласта вокруг нее образуются

зоны,

которые можно условно разделить по характеру и степени проявления

структурных механических свойств нефти '. В прилегающей к скважине зоне

радиусом R фильтруется нефть с разрушенной структурой с наименьшей

Методика излагается по схеме, предложенной А. X. Мирзаджанзаде, М. Н. Гал-

лямовым, Р. Г. Шагиевым, К. С. Фаэлутдиновым и Ф. Р. Билаловым.

вязкостью Ць В следующей зоне с радиусом, большим R, движется нефть

с частично разрушенной структурой с повышенной вязкостью Цг-

При

остановке скважины, работавшей с установившимся дебитом Q, из-

менение давления на забое скважины приближенно может быть описано с уче-

том свойств этих

двух

зон следующей формулой (аналогичной 1.2):

где Е

Формула

(1.66)

справедлива для моментов времени

/>1000

с.

В начальной стадии кривая восстановления давления определяется свой-

ствами первой зоны, и формула

(1.66)

сводится к следующей:

(..«)

Через большие промежутки времени характер КВД определяется свойст-

вами второй зоны, т. е.

Точка пересечения прямолинейных участков КВД в полулогарифмических

координатах, описываемых формулами

(1.67)

и (1.68),

дает

значение радиуса

зоны:

Г «2 Чп.

(1.69)

где Bi=e

/ei, t

— время, соответствующее точке пересечения прямолинейных

участков КВД, построенных в координатах Ap(t) —In/.

Для оценки параметров пласта и структурно-механических свойств нефти

рекомендуется регистрировать серии кривых восстановления давления после

остановок скважины, работавшей с различными установившимися отборами,

кривых падения давления после закачки нефти в пласт с различными режи-

мами.

Качественные результаты получаются при снятии

трех

— четырех КВД

не менее

двух

кривых ладения давления в одной и той же скважине.

Гидропроводность зон оценивается, как обычно, по уклону соответствую-

щих прямолинейных участков КВД, построенных в полулогарифмических ко-

ординатах.

Поскольку форма кривых восстановления давления зависит от многих

факторов,

трудно на КВД визуально выделить прямолинейные участки. Тогда

для выделения искомых сигналов, обусловленных структурно-механическими

свойствами, применяются специальные методы математической статистики (на-

пример,

метод корреляционного сжатия).

При

обработке кривых падения давления, полученных после закачки

пласт нефти, рекомендуется использовать следующие формулы распределе-

ния

давления pi(t) в зоне закачки нефти и в более удаленных частях пла-

ста pt(t):

А—§§ГР

(

1п

~ЁГ-

°'

577

где ро — начальное давление

пласте; щ— вязкость нагнетаемой жидкости;

—

вязкость пластовой нефти

(в

удаленной зоне);

Q —

расход

нагнетаемой

жидкости;

г —

расстояние

от

скважины;

;

)

—

пористость.

Процесс

нарастания давления

на

забое скважины при нагнетании жидко-

сти описывается следующим уравнением:

(Os

А—35ЕГ

[мп

-§-

(in

0,577)j. (1.73)

Снижение

давления после прекращения закачки жидкости

пласт описы-

вается следующим уравнением:

(ОSA-0.1832-^^lgJL + lgf—g-^18-^+0,251)], (1.74)

где

—

радиус скважины.

Как

следует

из

(1.74), кривая падения давления

координатах

lg/, p

имеет уклон

0,1832-^-

(1.75)

п отсекает

на

оси ординат отрезок, равный

По

уклону

определяются параметры пласта.

По

величине отрезка

А —

вязкость

|Х2

аномальной нефти

неразрушенной структурой

пластовых

условиях.

Для этого

формулу

(1.76)

подставляется значение коэффициента пьезо-

проводности

а расчетную формулу представляют

следующем виде:

(1-77)

где

Ci и

Сг

—

постоянные величины.

Величина вязкости

определяется графическим решением уравнения

(1.77).

Регистрация серии кривых восстановления

падения давления позволяет

уверенно

судить

структурно-механических свойствах нефти

пласте,

о гео-

метрических размерах зон

различным состоянием нефти и

их

изменениях

в за-

висимости

от

режима работы скважины. «Двусторонние» кривые восстановле-

ния

давления позволяют оценить степень проявления структурно-механических

свойств нефти. Изменение фильтрационных характеристик пласта

геометриче-

ских размеров зон

зависимости

от

дебита скважины

до

ее остановки свиде-

тельствует

залегании

пласте нефти

неньютоновскими реологическими

свойствами.

Для повышения качества исследований разработаны специальные устрой-

ства, позволяющие закрывать приток жидкости

на

забое скважины

как

фон-

танных,

так и

насосных скважин.

Для исследований рекомендуется выбирать безводные скважины

высокой

продуктивностью, чтобы при эксплуатации

их на

различных режимах получать

серию

КВД и

точек

на

индикаторных диаграммах

при

фильтрации однород-

ной

нефти

пласте. Скважина должна быть удалена

от

линии нагнетания

во-

ды

находиться

зоне

однородными

по

возможности свойствами пласта.