Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов
Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.
Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DРскв.д, применительно к нагнетательной скважине — репрессией на забое скважины DРскв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.
В добывающей скважине забойное давление DРзаб.д меньше текущего пластового давления DРпл.тек величину депрессии, в нагнетательной скважине DРзаб.н больше DРпл.тек на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями
При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и приемистостью W:
Здесь К' и К"—коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К' и К." для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента.
Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:
где kпр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк — радиус условного контура питания скважины: rпр — приведенный радиус скважины; и m,— соответственно вязкость нефти и воды.
Радиус условного контура питания скважины Rкпринимают равным половине расстояния между скважинами.
Приведенный радиус скважины rпр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.
Соответственно : коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.
На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.
Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:
q„ — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Др — депрессия (репрессия) на забое скважины
По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.
Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид
При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K'') остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.
На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.
В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К' ( К") на 1 м работающей толщины пласта h:
Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.
Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл - P2заб
Рис. 87. Индикаторная диаграмма газовой скважины:
qг — дебит скважины по газу; давление: Pпл.тек — пластовое текущее, Рзаб — забойное
|
где kпр — коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст - (273 - tпл); Pат = 105 Па; m -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк – условный радиус контура питания; rпр – приведенный радиус скважины.
В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P2пл.тек – Р2заб)/ qг (рис. 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид
где А и В— коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).
Коэффициент А численно равен значению (P2пл.тек – Р2заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.
По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оценивается основная фильтрационная характеристика пласта — коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.
Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.
Дата добавления: 2017-04-20; просмотров: 789;