Коэффициент пьезопроводности

Коэффициент проводимости

Коэффициент гидропроводности

, (6.17)

где k_пр – проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h – работающая толщина пласта; m – вязкость жидкости или газа.

Размерность коэффициента м⁵/(Н×с). Коэффициент e – наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

(6.18)

Размерность коэффициента м⁴/(Н×с): он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

, (6.19)

где k _п– коэффициент пористости пласта; b_ж и b_с – коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; k_пb_ж + b_с – коэффициент упругоемкости пласта b^*. Размерность коэффициента пьезопроводности – м²/с. Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

Общая для залежи воронка депрессии ∆Р_зал, образующаяся при эксплуатации залежи большим количеством скважин, характеризуется перепадом давления между контуром питания залежи и зоной отбора:

(6.20)

где Р_пл.к – пластовое давление на контуре питания залежи;

Р_заб.д – среднее забойное давление в действующих добывающих скважинах (давление в зоне отбора).

При естественном водонапорном режиме Р_пл.к принимается равным начальному пластовому давлению. При искусственном воздействии на пласт в качестве контура питания принимают расположение нагнетательных скважин. При расположении нагнетательных скважин рядами контуром области питания будут линии, соединяющие забои нагнетательных скважин. За Р_пл.к принимают среднее динамическое пластовое давление на этих линиях (пластовое давление в зоне нагнетания).

При естественном водонапорном режиме значение ∆Р_зал. можно изменить только путем изменения Р_заб.д. Одно из преимуществ искусственного воздействия на пласт состоит в том, что в условиях его применения значение ∆Р_зал можно изменить путем изменения как Р_пл.к, так и Р_заб.д.

Депрессия на забое скважины и перепад давления между контуром питания и зоной отбора находятся в прямой зависимости друг с другом и с дебитом скважины. Изменение одного из этих трех параметров влечет за собой изменение двух других в ту же сторону и настолько же процентов.

6.2.4 Контроль температуры пластов в скважинах

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизические, термохимические методы), происходит изменение теплового режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за отклонениями пластовой температуры в интервалах продуктивной части разреза скважин от природных геотерм. Температурные замеры в скважинах используются также для изучения работы фонда скважин.

В условиях применения внутриконтурного заводнения нагнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе нагнетательных и прилегающих добывающих скважин. На некоторых залежах это становится причиной ухудшения условий извлечения нефти из недр. Это особенно характерно для разработки залежей с высоким содержанием парафина в нефти и с температурой начала кристаллизации парафина, близкой к природной пластовой. Снижение температуры в пласте в этих условиях может вызывать выпадение в пустотах породы части парафина в виде твердого вещества и образование нефтепарафиновой смеси с пониженной подвижностью в пластовых условиях.

Правильная постановка температурных исследований на таких месторождениях позволяет проверять точность теоретического описания скорости и закономерностей изменения теплового режима, масштабов явления, оценивать его влияние на нефтеотдачу и на основе этого намечать или корректировать ранее намеченные мероприятия по управлению процессом разработки.

При разработке нефтяных залежей с заводнением комплекс температурных исследований предусматривает:

· контроль за температурой нагнетаемой в пласты породы;

· наблюдение за изменением геотермических условий продуктивных горизонтов;

· выделение работающих пластов в скважинах;

· контроль за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу нагнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверхности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для нагнетания в пласт воды из поверхностных источников подвержена сезонным изменениям.

Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью проводят температурные измерения в сети продолжительно простаивающих скважин - специально пробуренных контрольных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надежные данные получают в неперфорированных скважинах.

Подход к скважине фронта аномальных температур отмечается отклонением текущей термограммы от начальной геотермы. Разница в значениях температур по геотерме и текущей термограмме отражает изменение пластовой температуры. Скорость и масштабы развития температурных аномалий зависят от скорости фильтрации жидкости и продолжительности нагнетания воды. Наибольшее снижение температуры обычно присуще наиболее проницаемой части пласта, по которой происходит опережающее перемещение воды.

Важно учитывать, что скорость формирования и перемещения фронта аномальных температур (в рассматриваемом случае – фронта охлаждения) отстает от скорости перемещения фронта вытеснения, поскольку первые порции воды прогреваются до температуры пласта. Благодаря этому в высокопроницаемых прослоях, по которым происходит ускоренное продвижение воды, охлаждение пород может не ухудшать условий вытеснения нефти, но их охлаждение может сопровождаться некоторым снижением температуры в соседних по разрезу менее проницаемых прослоях и пластах, в которых скорость перемещения фронта вытеснения намного меньше. Это может приводить к повышению вязкости нефти в них и к ухудшению условий вытеснения нефти. Выявление таких частей продуктивного разреза имеет большое значение для оценки возможных потерь нефти в условиях закачки холодной воды для принятия решения о целесообразности нагнетания в пласты горячей воды.

Получаемые в результате температурных исследований скважин данные обобщают в виде таблиц, карт, профилей, отражающих распределение температуры в пределах эксплуатационного объекта.

Контроль за изменением теплового режима залежей при других методах воздействия на пласты, вызывающих изменения их температуры, проводится аналогичным образом.

Термометрические исследования нагнетательных скважин дают возможность достаточно надежно выделять в них пласты, принимающие воду. Поскольку такие пласты тесно коррелируются с работающими в добывающих скважинах, эти исследования дают ценную информацию для оценки охвата пластов процессом заводнения. Метод термометрии имеет определенные преимущества перед методом потокометрии, применяемым для решения этой же задачи. Он дает возможность выделять истинно заводняемые интервалы продуктивных пластов, в то время как потокометрия выделяет интервалы перфорации, принимающие воду, среди которых могут быть и те, куда вода поступает в связи с сообщаемостью этих интервалов с истинно поглощающими пластами в результате нарушенности цементного камня за колонной.

Периодическое снятие температурных кривых в водонагнетательных скважинах при остановках и сравнительный их анализ позволяют выявлять изменения режима работы пластов, случаи выключения ранее действовавших пластов из работы и др.

Изучение температурных условий вскважинах дает возможность определять и их техническое состояние. Так, по данным термометрии можно выявить один из наиболее опасных для процесса разработки дефектов скважины – низкое качество цементирования, приводящее к перетокам жидкостей по затрубному пространству в неперфорированные пласты – продуктивные или водоносные. Перетоки воды в нагнетательной скважине в пласты, не вскрытые перфорацией, фиксируются распространением отрицательней температурной аномалии за пределы поглощающего перфорированного пласта.

В добывающих скважинах методом термометрии могут быть выявлены место притока верхней воды через нарушение колонны, поступление воды по заколонному пространству из нижнего неперфорированного пласта и др. Термометрические исследования целесообразно комплексировать с изучением химического состава вод, получаемых из скважин.

6.3 Контроль за изменением свойств нефти, газа и воды в процессе разработки

Контроль изменения свойств нефти в процессе разработки. Контроль за изменением свойств нефти проводится после отбора глубинных проб специальными пробоотборниками.

В лаборатории отобранные глубинные пробы исследуют на установках для анализа проб пластовых (газонасыщенных) нефтей. Нефть из глубинного прибора в установку переводят с помощью блока перевода без нарушения естественных условий. Пробу в установке перемешивают. Установка позволяет определять давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, температуру начала кристаллизации парафина, исследовать процессы разгазирования нефти при разных температурах.

Глубинный пикнометр предназначен для оперативного измерения прямым методом плотностей нефти и воды. Принцип его действия состоит в том, что пробу пластовой жидкости забирают на заданной глубине скважины в специальную пикнометрическую капсулу известного объема, которую после извлечения прибора из скважины взвешивают на рычажных весах. При этом отпадает необходимость в лабораторной имитации пластовых условий.

Глубинный вискозиметр предназначен для измерения динамической вязкости пластовых нефти и воды непосредственно в условиях НГДУ.

Глубинный экспансиметр предназначен для оперативного измерения в условиях НГДУ коэффициента объемной упругости (коэффициента сжимаемости) пластовой нефти и воды. Действие его основано на принципе сообщающихся сосудов, согласно которому изменение давления в одном сосуде вызывает соответствующее изменение давления в смежном сосуде.

Глубинный сатуриметр предназначен для оперативного измерения величины давления насыщения непосредственно в скважинных условиях. Он выполнен в виде трубы, объединяющей пробозаборную камеру и регистрирующий манометр. На заданной глубине в пробозаборную камеру поступает проба нефти и герметично отсекается в ней. Специальное устройство производит расширение нефти в пробозаборной камере, а регистрирующий манометр фиксирует соответствующее давление.

Контроль изменения свойств воды в процессе разработки. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки осуществляется путем отбора проб глубинными пробоотборниками или на устье скважины с последующим их анализом. Анализы вод производят как в стационарных, так и в полевых гидрохимических лабораториях.

При исследовании вод в первую очередь определяют ионы СН, HCOi, SO²,-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, а также плотность и рН воды.

Для изучения изменения газовой фазы пластовой воды (С0₂, H₂S и др.) пробы необходимо отбирать глубинными пробоотборниками и исследовать в стационарной лаборатории.

Сравнение ряда анализов пластовой воды на различные даты позволяет охарактеризовать происходящие в пласте процессы и предпринять меры для предотвращения нежелательных явлений, таких, как выпадение гипса в призабойной зоне скважины.

Контроль изменения свойств газа в процессе разработки. Для определения состава газа пробы его, отобранные пробоотборниками непосредственно из скважины или из газосепаратора на устье скважины, анализируют в лабораторных условиях. Для покомпонентного анализа газа, не содержащего конденсат, используют газовые хроматографы.

Хроматография заключается в разделении сложных смесей газов на индивидуальные компоненты при их движении вдоль слоя сорбента. Сорбент, находящийся в хроматографической колонке, разделяет сложную анализируемую газовую смесь на временную последовательность бинарных смесей газа-носителя с одним из анализируемых компонентов (метаном, этаном, пропаном, бутаном, пентаном, гексаном). После прохождения бинарных смесей через газоанализатор получают хроматограмму – последовательность пиков, каждый из которых характеризует содержание определенного компонента в анализируемой смеси в %. Время хроматографического анализа одной пробы газовой смеси на современных хроматографах около 6 мин.

При разработке газоконденсатных месторождений кроме контроля динамики состава газа необходимо проводить контроль за газоконденсатной характеристикой (ГКХ). При контроле за ГКХ пробы газа отбирают с помощью передвижных стационарных установок и затем исследуют на лабораторной установке фазовых равновесий, основной частью которой является термостатируемый сосуд высокого давления изменяемого внутреннего объема – бомба PVT. После исследования рекомбинируемой пробы пластового газа начального состава, полученной соединением проб газа сепарации и нестабильного конденсата в заданных соотношениях, на бомбе PVT на различных режимах строят кривую потенциального содержания группы компонентов С_5+в (пентан+вышекипящие) в добываемом газе q (в см³/м³ или г/м³) в зависимости от текущего пластового давления. Контроль за составом газа при разработке газоконденсатных месторождений проводят периодически.

6.3.1 Геолого-промысловые исследования скважин

Если скважина эксплуатирует объект, состоящий из одного пласта, то вся информация, получаемая в целом по скважине (дебит, обводненность, газовый фактор, давление и др.), относится именно к этому пласту и характеризует только его работу. Следовательно, эта информация может оказаться достаточной для осуществления контроля за работой однопластового объекта.

Положение существенно меняется, если в объект разработки объединены несколько в той или иной степени изолированных друг от друга пластов и прослоев. Как правило, в этих условиях из-за различия коллекторских свойств самостоятельных пластов и прослоев, разрабатываемых общим фильтром, воздействие на каждый из них через нагнетательные скважины бывает различным. В наиболее проницаемые пласты будет поступать основная часть закачиваемой воды и соответственно в них поднимается пластовое давление. В часть малопроницаемых прослоев вода вообще не поступит, и динамическое давление в них снизится до уровня забойного. В результате этого в добывающих скважинах разные пласты и прослои будут работать по-разному, причем часть из них вообще не будет отдавать нефть. Отсюда следует, что по информации, получаемой из скважины о работе объекта в целом, невозможно судить о работе каждого пласта в отдельности, если они эксплуатируются общим фильтром.

В настоящее время для определения работы пластов многопластового объекта разработан целый ряд приборов и методов исследования. Причем для получения надежных результатов часто комплексируют замеры разными приборами. В добывающих скважинах обычно применяют методы механической и термокондуктивной дебитометрии, термометрии, плотнометрии, влагометрии, резистивиметрии. В нагнетательных скважинах используют механическую и термокондуктивную расходометрию, термометрию, закачку меченых веществ. Кроме этих прямых методов судить о работе пластов многопластового эксплуатационного объекта позволяют данные фотоколориметрии нефти, гидродинамических исследований по взаимодействию скважин, геолого-промыслового анализа, детальной корреляции разрезов скважин и т. п.

Дата добавления: 2014-11-29