Последовательность проведения исследований

1. Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов — для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика).

Как правило, это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют P_заб (ΔP).

Для газовых скважин — это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины.

Для нефтяных скважин:

o установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации;

o изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации.

Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть:

o изменением длины хода полированного штока (l);

o изменением числа качаний балансира (n);

o одновременным изменением длины хода штока и числа качаний.

Если этими способами не удается изменить дебит (что возможно в случаях, когда при всех комбинациях l и n теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта) прибегают к изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах Н_дин жидкости, как правило, остается на приеме насоса и Р_заб определяется по гидростатической формуле:

(2.5)

На скважинах, оборудованных ЭЦН, изменение режима эксплуатации производится чаще всего уменьшением или увеличением устьевого противодавления путем смены штуцера или прикрытием задвижки на выходе.

На большинстве месторождений (объектов), разрабатываемых при P_пл>P_нас, скважины эксплуатируются на каждом режиме 1…5 суток. Дебит и давление измеряют в конце периода установления. После этого скважину переводят на новый режим.

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье.

2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют:

o дебит нефти (газа);

o пластовое давление;

o забойное давление;

o количество выносимого песка;

o количество выносимой воды;

o газовый фактор продукции скважины.

В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации Р_забi>P_нас, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной (однородный пласт, однофазная фильтрация, ламинарный режим фильтрации), достаточно ограничиться изменением дебита, обводненности, Р_заб и ΔP=Р_пл–Р_забтолько на одном режиме.

Дебит нефти на устье скважины измеряют объемным методом Q=V/t путем подачи нефти в специальные измерительные емкости или на АГЗУ типа «Спутники». Нефть подается только в закрытые сборные пункты.

На стадиях разведки и освоения нефтегазовых месторождений дебит жидкости каждой скважины часто определяют с помощью мерников — открытых емкостей — вертикальных или горизонтальных сосудов (цистерны, прямоугольные сосуды). Продукция скважины направляется в мерник на определенный промежуток времени, который зависит от его вместимости и производительности (дебита) скважины.

Объемный дебит определяют по формуле:

(2.6)

где, F — средняя по высоте мерника площадь, м²;

h₂–h₁ — высота взлива (определяется мерной лентой, метрштоком, поплавковым устройством и др.), м;

t — время измерения, час.

Для каждой емкости составляются калибровочные таблицы или графики (V=f(h)). Дебит обводненных скважин определяется по известной обводненности продукции скважин (n_в), которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин.

Тогда дебиты:

(2.7)

Для определения Q в т/сут объемные дебиты умножаем на плотность нефти и воды.

Дебиты скважин на обустроенных месторождениях определяют на АГЗУ в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

Пластовое давление — определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах.

Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями:

o прямым — с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный);

o расчетным — гораздо сложнее, т. к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движение двухфазной (жидкость+газ) смеси в НКТ и т. д. Значения Р_заб получаются менее точными:

§ в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа ≈0: ;

§ в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимости от давления — графоаналитический метод;

§ в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи .

где, Н_дин — динамический уровень жидкости в скважине.

3. По результатам исследований заполняют таблицу:

Таблица 2.1 — Результаты исследования скважины

Режим №	Pпл	Pзабi	ΔPi=Pпл−Pзабi	Qi	Ki=Qi/ΔPi
	Pпл	Pзаб1	ΔP1	Q1	K1
	Pпл	Pзаб2	ΔP2	Q2	K2
	Pпл	Pзаб3	ΔP3	Q3	K3
	Pпл	Pзаб4	ΔP4	Q4	K4

4. Строят индикаторные диаграммы и проводят интерпретацию результатов исследований.

По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Р_заб или от депрессии (Р_пл–Р_заб), называемые индикаторными диаграммами (ИД) или индикаторными кривыми (ИК) или индикаторными линиями (ИЛ).

Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных — выше этой оси.

Обе индикаторные диаграммы (Q=f(Р_заб) и Q=f(ΔP)) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q=f(Р_заб) (тем более для Q=f(ΔP)).

При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q=f(Р_заб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Р_заб, и Р_пл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q=f(ΔP). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Р_заб, т. к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Р_пли Р_заб примерно одинаковы и поэтому на разность ΔP=Р_пл–Р_заб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.

Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи согласно (2.4).

Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пластовому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими.

Индикаторная диаграмма Q=f(Р_заб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (рис. 2.2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Р_заб→Р_пл=Р_к.

Рис. 2.2 — Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб)

Рис. 2.3 — Индикаторная диаграмма Q=f(ΔP)

Индикаторная диаграмма Q=f(ΔP) строится для определения коэффициента продуктивности скважин К:

(2.8)

В пределах справедливости линейного закона фильтрации жидкости, т. е. при линейной зависимости Q=f(ΔP) , коэффициент продуктивности является величиной постоянной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.

(2.9)

Откуда коэффициент гидропроводности:

(2.10)

И проницаемость пласта в призабойной зоне:

(2.11)

Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величины (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям.

В случае измерения дебитов гидродинамически несовершенной скважины в поверхностных условиях необходимо это учесть следующим образом.

По коэффициенту продуктивности определяются гидропроводность и проницаемость пласта в зоне, примыкающей к скважине:

	(2.12)
	(2.13)

где, ω_н, ρ_н^дег — объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти;

R_к — радиус контура питания r_c — радиус скважины по долоту;

h — эффективная толщина вскрытого скважиной пласта;

с — дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жидкости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскрытия).

Для смешанного несовершенства величина с выражается суммой с=c₁+c₂, каждая из составляющих которой может быть определена по кривым В.И. Щурова, исходя из степени вскрытия пласта , плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра отверстий в колонне и глубины каналов в пласте при перфорации .

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (рис. 2.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Искривление индикаторной линии в сторону оси ΔP (рис. 2.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами.

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей, при которых линейный закон Дарси нарушается (V>V_кр).

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Р_заб<Р_нас. Чем меньше Р_заб, тем больше радиус этой области.

3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Р_заб.

Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 2.4, кривая 3) объясняется двумя причинами:

4. некачественные измерения при проведении исследований;

5. неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.

Рис. 2.4 — Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:
1 — установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2 — неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q;
3 — нелинейный закон фильтрации

Продуктивные пласты, как правило, неоднородны.

Глубинные дебитограммы для них:

Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Р_заб (т. е. с ростом ΔP=Р_пл–Р_заб) растет работающая толщина пласта (h_эф), откуда по формуле Дюпюи растет Q (рис. 2.4, кривая 3).

Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f(ΔP).

Очевидно, если замеренное пластовое давление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма (рис. 2.5, кривая 1) будет располагаться ниже фактической. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии.

Если замеренное пластовое давление окажется ниже фактического, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяции его в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов (рис. 2.5, кривая 3). Это может привести исследователя к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к оси дебитов вид.

Рис. 2.5 — Индикаторная диаграмма:2 — замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 — замеренное пластовое давление соответственно завышено и занижено против фактического

Рис. 2.6 — Индикаторная диаграмма при нелинейном законе фильтрации:
а — ИД в координатах Δр–Q; б — ИД в координатах Δр/Q–Q.

Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий (рис. 2.6, а) при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде:

(2.14)

а саму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах:

(2.15)

где, а и b — постоянные численные коэффициенты.

Получим индикаторную прямую в координатах Δр/Q=f(Q) , отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q, равным b (рис. 2.6, б). В этом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной, зависящей от дебита скважины.

Отрезок а, отсекаемый на оси ординат, может быть выражен как:

(2.16)

где, r_cпр=r_c⋅e^–(c₁^+c₂⁾, (c₁ и c₂ — фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия).

По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта:

	(2.17)
	(2.18)

Коэффициент b зависит от конструкции забоя скважины. В работе [37] даны формулы определения коэффициента b для разных условий вскрытия скважинной пласта и разной конструкции забоя.

Совершенная скважина:

(2.19)

где, d_эф — эффективный диаметр песчинок;

k — коэффициент проницаемости, мкм²;

y — удельный вес, г/см³;

f — площадь вскрытия забоя.

Несовершенная скважина (по характеру вскрытия):

(2.20)

где, f — суммарная площадь перфорационных отверстий;

D — диаметр перфорационных отверстий;

ε — коэффициент зависящий от проникновения пуль в породу 0,15<ε<0,4 (по Щурову: 0,4 — без учета углубления пуль в породу; 0,15 — с учетом углубления пуль в породу).

Если исследуются скважины, вскрывшие трещиноватый коллектор, т. е. искривление индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q→ΔP, определяется деформацией пласта или одновременно и деформацией, и нарушением линейного закона фильтрации, то обрабатывать данные таких исследований следует по формулам, учитывающим и деформацию, и нарушение линейного закона фильтрации за счет инерционных сил:

(2.21)

где, Δp=p_пл−p_заб;

a, b, c — постоянные коэффициенты для исследуемой скважины (а — характеризует изменение проницаемости пласта и упругость (β_ж) жидкости при изменении давления; b — коэффициент, обратный продуктивности скважины; с — учитывает роль инерционных сил при фильтрации).

	(2.22)
	(2.23)
	(2.24)

где, k₀ — проницаемость пласта при начальном пластовом давлении.

Коэффициенты а, b, с находятся по трем точкам (замерам), расположенным равномерно на индикаторной линии.

По величинам дебитов и депрессий трех точек Q₁Δp₁; Q₂,Δp₂; Q₃,Δp₃ можно ориентировочно оценить величину коэффициента по формуле:

	(2.25)
	(2.26)

Точнее величину коэффициента a можно определить графическим способом, исходя из уравнения:

(2.27)

Левая и правая части этого уравнения рассчитываются независимо для произвольно заданных значений а, близких к ориентировочному значению (2.26), и величины их наносятся на график. По пересечению двух рассчитанных кривых определяется искомое значение а.

Поскольку при этом получаются два значения коэффициента, из них выбирается ближнее по величине к ориентировочному.

Коэффициенты b и с (при найденном значении a) находятся путем совместного решения системы двух уравнений, например для двух первых точек:

	(2.28)
	(2.29)

Проницаемость трещиноватого пласта при начальном давлении определяется по формуле:

(2.30)

При фильтрации в пласте газонефтяной смеси коэффициент продуктивности в принципе величина переменная и зависит от депрессии. Если обработку индикаторной диаграммы проводить также, как и для фильтрации однофазной жидкости, то в итоге можно определить фазовые гидропроводность и проницаемость для нефти при разных забойных давлениях.

Однако часто необходимо знать физическую проницаемость коллектора и соответствующую ей гидропроводность пласта. Для этой цели используют методику обработки результатов исследований, основанную на применении вспомогательной функции С.А. Христиановича Н, имеющей размерность давления и учитывающей изменения фазовой проницаемости для жидкости, вязкости нефти и объемного коэффициента при выделении из нее растворенного газа в пласте.

Для скважин, эксплуатирующихся при фильтрации по пласту газированной нефти (p_заб<p_нас), индикаторная кривая должна строиться в координатах Q_н→ΔH. Здесь ΔH=(H_k−H_c) — депрессия на забое скважины, выраженная в функциях, учитывающих двухфазную фильтрацию по пласту (жидкости и газа):

(2.31)

где, F_н(ρ) — относительная проницаемость пласта для нефти при наличии свободного газа;

μ_н(p), ω_н(p) — зависимости вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти от давления.

Определяемый по прямолинейному участку коэффициент η′ является аналогом коэффициента продуктивности скважины (при однофазном потоке) и связан с ним соотношением:

(2.32)

Величины ΔΗ рассчитываются для каждого установившегося режима работы скважины при p_заб<p_нас по данным замеров в процессе ее исследования величин p_заб, p_пл, газового фактора Г и материалов лабораторных исследований зависимостей свойств нефти от давления (μ_н, ω_н и растворимость газа в нефти S).

Функции Н определяются с помощью безразмерных зависимостей H* от p* (рис. 2.7), которые построены для семи значений коэффициента α, характеризующего соотношение свойств газа и нефти в пластовых условиях:

	(2.33)
	(2.34)

Безразмерные функции H* и p* имеют следующие связи с функцией Н′ и давлением:

	(2.35)
	(2.36)

Рис. 2.7 — Зависимость Н*(р*) для несцементированных песков

Для обработки результатов исследования скважин удобно пользоваться аналитическими зависимостями Н(p*) для соответствующих интервалов p* (см. таблицу 2.2).

Анализ методики расчетов ΔΗ показал, что при снижении пластовых давлений до 40% ниже p_нас, а забойных — до 50% их можно производить упрощенно. С этой целью для каждой рассматриваемой залежи предварительно строятся прямолинейные графики Г(р) по формуле:

(2.37)

где, p_пер^* — значение безразмерного давления, которому соответствуют переломы зависимости H*(p*) при данном α.

Таблица 2.2. Аналитические формулы зависимости H*(p*) для несцементированных песков

α=μг/μн	Интервалы p*	H*(p*)
α1=0,005	0 ≤ p* ≤ 15 15 ≤ p* ≤ 50 50 ≤ p* ≤ 200	H*=0,375⋅p* H*=0,649⋅p*−4,175 H*=0,852⋅p*−16,231
α2=0,010	0 ≤ p* ≤ 15 15 ≤ p* ≤ 30 30 ≤ p* ≤ 100	H*=0,390⋅p* H*=0,623⋅p*−3,306 H*=0,814⋅p*−10,030
α3=0,015	0 ≤ p* ≤ 20 20 ≤ p* ≤ 66,7	H*=0,428⋅p* H*=0,784⋅p*−7,219
α4=0,020	0 ≤ p* ≤ 13,8 13,8 ≤ p* ≤ 50	H*=0,383⋅p* H*=0,751⋅p*−5,372
α5=0,030	0 ≤ p* ≤ 7 7 ≤ p* ≤ 33,3	H*=0,278⋅p* H*=0,697⋅p*−3,273
α6=0,040	0 ≤ p* ≤ 7 7 ≤ p* ≤ 25	H*=0,285⋅p* H*=0,683⋅p*−3,013
α7=0,050	0 ≤ p* ≤ 7 7 ≤ p* ≤ 20	H*=0,301⋅p* H*=0,678⋅p*−2,746

Если точки для рассматриваемого режима работы скважины (р_пл, Г и p_заб, Г) располагаются в одной области зависимостей Г(р), т. е. не разделяются прямой, то величина ΔН определяется по формуле:

(2.38)

где, а — угловой коэффициент зависимости Н*(р*) в соответствующей области;

— среднее давление (между р_пл и р_заб).

Если точки р_пл, Г, и р_заб, Г расположены по разным сторонам от разграничительной прямой, то величины H_пл* и H_заб* необходимо рассчитывать по таблице 2.2 (или определять по рис. 2.7) в зависимости от р_пл и р_заб. Величина ΔH при этом определяется как:

	(2.39)
	(2.40)

Величина проницаемости при этом рассчитывается по формуле:

(2.41)

Таким образом, при исследованиях скважин на установившихся режимах определяют:

1. Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС.

2. Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины kh/μ.

3. Коэффициент подвижности нефти в ПЗС k/μ.

4. Коэффициент проницаемости ПЗС k.

5. Коэффициент продуктивности скважины К (или η).

Обобщенное уравнение притока флюида в скважину (описывает все типы ИК или ИД), выраженное через коэффициент продуктивности этой скважины имеет вид:

Q = К·(Рпл – Рзаб)n

(2.42)

где, К – коэффициент продуктивности скважины, т/МПа·сут или м³/МПа·сут;

n – показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.

Для линейной ИЛ – n = 1;

Для выпуклой ИЛ к оси дебитов n < 1;

Для вогнутой ИЛ к оси дебитов – n > 1.

Коэффициент продуктивности скважины важный технологический параметр скважины. Он может изменяться во времени при изменении k, h, μ и R_к.

Удельный коэффициент продуктивности служит для сравнения фильтрационных характеристик призабойных зон различных скважин.

Удельный коэффициент продуктивности К_уд или К´ вычисляется как коэффициент продуктивности К, отнесенный к толщине пласта h:

К´ = К/h = Q/(Рпл – Рзаб)∙h

(2.43)

Размерность К_уд: м³/(сут·МПа·м) или м³/(с·Па·м); т/(сут·МПа·м).