Определение коэффициента продуктивности и пластового давления

По физическому смыслу коэффициент продуктивности пласта зависит от его проницаемости, эффективной мощности, вязкости жидкости, приведенного радиуса скважины и условного ее контура питания.

Коэффициент продуктивности скважины — количество нефти или газа, которое может быть добыто из скважины при создании на ее забое депрессии в 0.1 МПа (1 атм): .

характеризует эксплуатационные показатели пластов. Его величина зависит от проницаемости и эффективной мощности коллектора, вязкости жидкости, приведенного радиуса скважины и ее контура питания. Контур питания скважины — условный контур за пределами которого скорость фильтрации флюида предположительно равна нулю, а давление равно пластовому (рис. 11).

Рис. 11 Контур питания скважины

При наличии данных о расходе жидкости и давлениях на забое может быть получен как тангенс угла наклона индикаторной кривой к оси перепада давления. Продолжая индикаторную кривую до оси ДP, получим пластовое давление при нулевом дебите.

Если при незначительном увеличении перепада давлений расход жидкости значительно возрастает, то скважина имеет высокий коэффициент продуктивности. Линейная зависимость между Q и ДP наблюдается лишь при относительно небольших скоростях потока жидкости в пласте. На самом деле эта зависимость описывается квадратным уравнением:

где — потери напора флюида за счет трения жидкости (определяется вязкостью); - определяется инерционными свойствами.

Полученные с помощью индикаторных диаграмм значения несколько отличаются от реальных. В связи с этим найденный по индикаторным кривым коэффициент продуктивности (приемистости) является кажущимся и недостаточно полно характеризует состояние коллекторов.

Практические приемы определения рассматриваемого коэффициента изначально были разработаны для однопластовых месторождений. Однако их с успехом применяют и на многопластовых месторождениях.

Послойную оценку проводят при установившихся режимах работы скважины для нескольких (не менее двух), разделяющихся по интенсивности отборов жидкости. Установившимся режимом считается такой, когда три последовательных замера забойного давления и дебита различаются на величину, не превышающую точность их измерения.

Пластовое давление определяется непосредственно в закрытой скважине с помощью манометра после истечения определенного времени, достаточного для выравнивания давления в пласте и скважине. Над всеми пластами и каждым из них в отдельности измеряются дебиты и давления. Исследование заканчивается измерением давления после закрытия скважин до его восстановления и проверкой отсутствия перетоков из пласта в пласт.

Обработку результатов ведут обычным способом, т. е. строят график зависимости дебита пласта от забойного давления (рис. 12). Продолжая индикаторную кривую до пересечения с осью депрессий, можно получить значения пластового давления для каждого пласта. Если давления в пластах.

различные, это указывает на перетоки жидкости между ними в начальный период. Перетоки могут быть продолжительными, если в окружающих скважинах отбор ведется из одного пласта, а закачка — в другой пласт.

Рис. 12 Пример построения индикаторной диаграммы (а) и кривой межпластового перетока жидкости (б) в остановленной скв. Кривые: 1 — суммарная. 2 —для нижнего пласта, 3 — для среднего пласта. 4 — для верхнего пласта; пунктиром показаны участки экстраполяции зависимостей; n — скорость счета индикатора давления

Из рис. 12(а) видно, что зависимости, снятые по четырем точкам, имеют линейный вид. Индикаторные линии пересекают ось депрессий в одной точке. Пластовое давление, определенное по суммарной кривой 1, оказалось меньше пластового давления, определенного по диаграмме для нижнего пласта (кривая 2). Следовательно, в закрытой скважине вероятен переток из нижнего пласта в верхние. Для установления перетока расходомер нужно поместить между пластами и после закрытия скважины снять кривую изменения дебита во времени, аналогичную кривой, показанной на рис. 12(б).

К источникам погрешностей при использовании метода индикаторных диаграмм относятся: наличие гидравлической связи между пластами в заколонном пространстве, неточность глубинных измерений потоков, нарушение линейного закона фильтрации.

В отличие от расходометрии результаты барометрических изменений в меньшей степени подвержены влиянию искажающих факторов, зависящих от технического состояния скважины. В то же время большинство конструкций манометров имеет большие дополнительные погрешности при изменении температуры в стволе скважины.

Максимальную составляющую основной погрешности большинства манометров представляет погрешность, возникающая из-за гистерезиса градуировочной характеристики прибора. Ее особенностью является то, что петли гистерезиса имеют разные формы при различных измеряемых максимальных давлениях. Поэтому возникает необходимость иметь серию статических характеристик дифференциального давления при прямом (повышение давления) и обратном (понижение) ходе прибора для нескольких значении максимального давления. По таким экспериментальным характеристикам можно путем экстраполяции построить промежуточные характеристики для отдельных значений измеряемого давления. Почти все виды исследования скважин сопровождаются изменением давления в сторону повышения (снятие кривой восстановления давления) или понижения (кривая снижения давления, профиль давления по стволу скважины при передвижении прибора от забоя к устью). Тогда по кривым, построенным для характеристик прибора с известными петлями гистерезиса, зная направление изменения давления, можно подбирать для обработки результатов соответствующий участок этих кривых.