Пьезометрические методы исследования нефтяных скважин

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….2

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ……………………………….2 
1. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ В ОБЛАСТИ ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН………………………………………………….4 
1.1 Классификация методов исследования……………………………………4 
1.2. Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин в период         освоения…………………………………………………………………………....6 
2. ПРИНЦИПЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ПРИТОКА ……....…..11 
2.1. Оценка текущего положения водонефтяного контакта (ВНК) на базе существующих методов…………………………………………………..11 
2.2. Применяемые приборы и оборудование при пьезометрическом исследовании скважин…………………………………………………………..20 
    ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………….……25 
    СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………..... 27

ВВЕДЕНИЕ

Основной целью  геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Но в большей степени  технологические показатели разработки зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является тип, размер и форма нефтяной залежи, неоднородность строения продуктивного  объекта, запасы нефти в нем и  относительная подвижность нефти. Исходя из этого, строится анализ разработки нефтяного месторождения, определяются виды исследований при проведении данной работы.

В процессе геолого-промыслового анализа уточняются характеристики неоднородности объекта разработки – средние значения и вариации параметров, коэффициенты песчанистости, расчлененности, выполняется построение карт этих параметров для выбранных объектов продуктивного пласта (пачек, слоев и т.д.). Особое внимание уделяется уточнению физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газа. При достаточном количестве промысловой информации, исследуется распределение свойств по площади и разрезу объекта разработки. В настоящее время при усовершенствованных технологиях по повышению нефтеотдачи и пористости пластов для добывающих скважин и методов увеличения (уменьшения) проницаемости для нагнетательных скважин, увеличивается роль контроля и получения необходимых сведений с этих                      скважин – т.е. увеличивается роль пьезометрических исследований и повышения точности обработки данных после использовании этих методов.

Приоритетными направлениями  являются исследования для определения  основных физических свойств пластов и пластовой жидкости. К ним относятся, в основном, исследования при неустановившихся режимах фильтрации, то есть определение КВД и уровень обводненности продукции. Таким образом, рассмотрение вопросов, связанных с использованием пьезометрических методов исследования скважин, являются актуальными.

ОСНОВНЫЕ  ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Целью данной работы является формирование системы критериев для реализации пьезометрических методов при исследовании скважин. Объектом данной работы являются геологические объекты, к которым применимы пьезометрические методы исследования. Предметом данной работы является совокупность факторов, которые определяют принципы использования тех или иных пьезометрических методов при исследовании скважин.

Основные положения  данного исследования представлены в виде утверждений с соответствующими доказательствами при рассмотрении следующих задач:

1. Провести аналитический сбор исходной информации для классификации пьезометрических исследований скважин.       

2. Сформировать систему для исследования параметров при гидродинамическом воздействии на пласт.                             

3. Интерпретировать полученные результаты исследования. Теоретической базой для написания данной работы служит учебная и методическая литература, труды отечественных и зарубежных ученых в области гидродинамических исследований скважин.

1. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ В ОБЛАСТИ ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Гидродинамические (пьезометрические) методы исследования скважин (ГДИС) – комплекс  мероприятий, включающий в себя: замер величин, характеризующих скважину, методы последующей обработки замеряемых данных, определение фильтрационных, геометрических и др. параметров пласта, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках пластов и скважин, а также рекомендации по их практическому использованию при принятии промысловых решений.

1. Классификация методов исследования

Гидродинамические методы подразделяются на:

- исследования скважин  при установившихся отборах 

  (снятие индикаторных  диаграмм);                                                                

- исследование скважин  при неустановившихся режимах 

  (снятие КВД  и КПД);

- исследование скважин  на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения

Q = K(Pпл – Pзаб)n, (1)

где Q – дебит  скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл,               Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент,

равный 1, когда индикаторная линия прямая; n<1, когда линия

выпуклая относительно оси перепада давления; n>1, когда  линия вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки  исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

Исследование скважин  на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне

дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин  на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

 Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

• пружинные (чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина);
• пружинно-поршневые (давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной);
• пневматические (измеряемое давление уравновешивается   давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру).

1.2. Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин в период освоения

Пьезометрические  скважины, предназначенные для контроля за изменением давления в отдельных точках пласта и наблюдательные, предназначенные для контроля за перемещением водонефтяного контакта, как правило, не имеют эксплуатационного оборудования. В большинстве случаев эти скважины исследуются экспресс-методами, т. е. методами, проводимыми без эксплуатации скважин. Пьезометрические скважины часто используются в качестве реагирующих при гидропросушивании.

Методом подкачки газа можно  исследовать переливающие и непереливающие скважины. В зависимости от оборудования скважины газ закачивается либо непосредственно в обсадную колонну (если скважина не оборудована насосно-компрессорными трубами), либо в затрубное пространство, либо в насосно-компрессорные трубы, либо, наконец, одновременно и в трубы и в затрубное пространство. В процессе закачки газа регистрируются изменение забойного и устьевого давления с помощью манометров, установленных на устье, и глубинного дифманометра.

Схема оборудования скважины без насосно-компрессорных труб для исследования методом подкачки газа приведена на рис. 1.

Рис. 1. Схема оборудования устья скважины при подкачке газа:

1 и 6—манометры; 2—обсадная колонна; 3 — задвижка; 4 — вентиль; 5—лубрикатор; 7—лебедка; 8—компрессор;. 9—линия сжатого газа  

Метод подлива жидкости применяют только для исследования непереливающих скважин. Этим методом одновременно проверяют степень сообщаемости ствола пьезометрической скважины со вскрытым продуктивным пластом. Способ исследования заключается в следующем: 1) измеряют начальный статический уровень (расстояние от устьевого фланца до уровня); 2) в скважину заливают воду; 3) прослеживают изменение уровня во времени после подлива.

Статический и динамический уровни измеряют с помощью хлопушек, электроконтактных желонок или других устройств, спускаемых на проволоке или электрическом кабеле. Момент посадки спускаемого устройства на уровень определяют по звуку в случае спуска хлопушек или звонковых устройств; по показанию вольтметра или с помощью сигнальной лампочки в случае применения электроконтактных устройств; по ослаблению натяжения проволоки при спуске желонок, поплавков, грузов и т. п.

Глубина уровня в  момент посадки на него спускаемого  устройства фиксируется по счетчику глубины или по специальным меткам-наплавкам  на проволоке либо путем измерения  рулеткой расстояния от нижнего торца  спускаемого устройства до метки, на проволоке (против обреза устьевого  фланца). Количество заливаемой воды определяют из условия, чтобы при отсутствии сообщаемости уровень в скважине поднялся на несколько метров. Эта предполагаемая высота подъема должна быть заранее рассчитана.

При исследовании непереливающих скважин экспресс-методами быстрое повышение уровня осуществляется не путем подлива, а погружением под уровень специальных вытесняющих баллонов (способ мгновенного подлива). Технологические операции при исследовании таким способом проводят в следующей последовательности: 1) измеряют начальный статический уровень, 2) под уровень погружают вытесняющие баллоны вместе с регистрирующим прибором (например, дифманометром «Онега-1», 3) баллоны и прибор выдерживают в скважине 1—3 часа для регистрации кривой падения уровня (время для разных объектов устанавливают опытным путем).

Если скважина не имеет связи с вскрываемым  пластом, то для восстановления сообщаемости она временно эксплуатируется компрессорным способом (от нескольких часов до нескольких дней). За это время призабойная зона очищается от механических примесей и ржавчины. После проведения таких работ вновь проверяют сообщаемость ствола с пластом и в зависимости от результатов составляют заключение о пригодности или непригодности скважины для наблюдений.

2. ПРИНЦИПЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ПРИТОКА 

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое  скважин давления меньшего, чем в  продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые  ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство  толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.

Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному в дифференциальной форме, определяется следующим образом:

 , (1)

где k - проницаемость пласта; μ - динамическая вязкость; dp/dr - градиент давления вдоль радиуса (линии тока).

По всем линиям тока течение  будет одинаковое. Другими словами, переменные, которыми являются скорость фильтрации и градиент давления, при  изменении угловой координаты (в  случае однородного пласта) останутся  неизмененными, что позволяет оценить  объемный расход жидкости q как произведение скорости фильтрации на площадь сечения пласта. В качестве площади может быть взята площадь сечения цилиндра 2πrh произвольного радиуса r, проведенного из центра скважины, где h - действительная толщина пласта, через который происходит фильтрация.

Тогда

 
, (2)

Обозначим 

В общем случае предположим, что ε - гидропроводность - изменяется вдоль радиуса r, но так, что на одинаковых расстояниях от оси скважины вдоль  любого радиуса величины ε одинаковые. Это случай так называемой кольцевой  неоднородности.

Предположим, что ε задано в виде известной функции радиуса, т. е.

, (3)

Вводя (2.3) в (2.2) и разделяя переменные, получим

, (4)

Дифференциальное уравнение (4) с разделенными переменными может быть проинтегрировано, если задана функция ε(r). В частности, если гидропроводность не зависит от радиуса и постоянна, то (4) легко интегрируется в пределах области фильтрации, т. е. от стенок скважины с давлением до внешней окружности , называемой контуром питания, на котором существует постоянное давление . Таким образом,

, (5)

При ε = const будем иметь

, (6)

Решая (6) относительно q, получим классическую формулу притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

, (7)

Если (5) проинтегрировать при переменных верхних пределах r и P, то получим формулу для распределения давления вокруг скважины:

, (9)

После интегрирования, подстановки  пределов и алгебраических преобразований имеем

, (9)

Решая уравнение относительно P(r) и подставляя (7) в (9), получим уравнение распределения давления вокруг скважины:

, (10)

Если в (5) в качестве переменных пределов принять не верхние, а нижние пределы, то выражение для P(r) можно записать в другом виде:

, (11)

Подставляя в (10) или (11) вместо переменного радиуса r, получим P() = ; при r = имеем другое граничное условие:

P() = .

Таким образом, граничные условия выполняются. Из (10) и (11) следует, что функция P(r) является логарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии - слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления.

Рассмотрим случай радиального  притока в скважину при произвольно  изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности.

Проинтегрируем в (5) правую часть и перепишем результат следующим образом:

, (12)

Подынтегральная функция

, (13)

может быть построена графически по заданным значениям ε для различных  радиусов и проинтегрирована в пределах от до любым методом приближенного интегрирования или измерением планиметром площади под кривой у(r) в заданных пределах.

В некоторых случаях добывающая скважина дренирует одновременно несколько  пропластков с различными проницаемостями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми давлениями. Однако приток в такой сложной системе будет происходить при одинаковом забойном давлении (приведенном). При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давлением, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость. В любом случае общий приток такого многослойного пласта будет равен алгебраической сумме притоков из каждого пропластка:

,  (14)

Формулы радиального притока, вследствие их простоты, часто используются в инженерных расчетах. При этом погрешности в оценке исходных параметров, таких как k, h, μ, , непосредственно влияют на величину q. Что касается величин и , то, поскольку они находятся под знаком логарифма, в отношении их допустимы значительные погрешности.

Пример. Допустим истинное значение = 100 м, а в расчете по ошибке было принято = 250 м, т. е. допущена ошибка. Тогда фактический приток

, (15)

где = 0,1 м.

Расчетный приток:

, (16)

Сравнение производим при  прочих равных условиях, деля (15) на (16):

, (17)

Откуда = 7/8 . Т. е. расчетный дебит будет составлять 87,5% истинного дебита.

При применении формулы радиального  притока для скважины, расположенной  среди других добывающих скважин, за Rк принимают половину расстояния до соседних скважин или средневзвешенную по углу величину этого расстояния. Формула радиального притока часто используется для определения гидропроводности по известным дебиту и давлениям.

Поскольку формулы описывают  радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять  значение вязкости нефти при пластовых  условиях, то есть при пластовых  температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного  газа. Вычисленный дебит          q (объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.

Таблица 1. Фактический и расчетный дебит скважин.

Рис. 1. Фактический и расчетный дебит скважин.

Таблица 2. Расчет коэффициента линейной корреляции.

Таблица 3. Коэффициент линейной корреляции (r).

Таблица 4. Расчет среднеквадратичного отклонения.

Таблица 5. Среднеквадратичное отклонение (σ).

2.1 Оценка текущего положения водонефтяного контакта (ВНК) на базе существующих методов

Начальное распределение воды и  нефти в залежи, положения водонефтяных контактов (ВНК) в продуктивных пластах имеет значение при изучении заводнения как чисто нефтяной, так и водонефтяной частей залежи в процессе ее разработки. Начальное положение ВНК по геофизическим данным можно установить только в том случае, если учтены процессы, протекающие в зоне водонефтяного контакта при вскрытии пласта скважиной. Учет литологических особенностей строения пласта и изменчивости его фильтрационно-емкостных свойств по разрезу позволяет контролировать в процессе разработки залежи перемещение контуров нефтеносности, прогнозировать наиболее вероятные направления продвижения нагнетаемой воды, устанавливать явление перетока или оттока нефти, оценивать характер заводнения пласта и вовлечение запасов нефти в разработку.

В бурящихся скважинах  положение водонефтяного контакта определяется методами электрометрии. В эксплуатационных и контрольных  скважинах для определения положения  ВНК используются методы радиометрии. Существенные данные о текущем положении водонефтяного контакта и контуров нефтеносности могут быть получены также в результате систематического определения обводненности скважин и наблюдения за свойствами отбираемой воды.

Один из методов определения ВНК был разработан учеными из Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно- конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения. Сущность его состоит в следующем: методами геофизических исследований предварительно определяют положение водонефтяного контакта (ВНК). Затем перфорируют пласт на 1 - 1,5 м выше и ниже ВНК. После испытания закачивают селективную водоизоляционную композицию на основе кремнийорганических соединений для установки экрана. После этого повторно проводят испытания, по результатам которых точно определяют положение ВНК.

Определить положение ВНК также можно по профилю эффективной проницаемости.   Применение данного метода установления положения ВНК в комплексе ГИС позволит повысить достоверность его определения и эффективность при решении этой задачи, в том числе в условиях исследования продуктивных пластов на заводняемых месторождениях. Однако стоит отметить, что применение этой методики ограничено в пластах с резко выраженной неоднородностью емкостно-фильтрационных свойств.

Водонефтяной  контакт также может быть выявлен по данным каротажных исследований, подтверждаемых результатами опробований этих горизонтов в разведочных скважинах. Положение водонефтяного уточняется путем геологических профилей, построенных вкрест простирания пластов.

2.2 Применяемые приборы и оборудование при пьезометрическом исследовании скважин

Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку  доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется  давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую  скважину вводят через лубрикатор (рис. 1), который состоит из корпуса - 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки - 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора - 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство - 4 и кронштейн - 5, удерживающий направляющий ролик - 6. Лубрикатор имеет спускной   краник - 7 и уравнительный отвод - 8. После измерений прибор извлекается в обратном порядке.

Рис. 1. Лубрикатор

Скважинные исследования большей частью заключаются в  измерениях забойных давлений с помощью  манометров. Существует много типов  скважинных манометров, но наиболее простым  и распространенным является манометр скважинный геликсный (МГН-2) с автономной регистрацией     (рис. 2, а). Чувствительным элементом в этом манометре является многовитковая пустотелая плоская пружина-геликс - 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всех витков. На верхнем витке укреплено легкое царапающее перо - 2, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с             сильфоном - 3 (эластичная металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.

Регистрирующая часть  состоит из следующих элементов. Часовой    механизм - 4 приводит во вращательное движение ходовой винт - 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.

Все детали манометра, за исключением  сильфона, заключены в прочный  герметичный корпус - 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.