Работа 5: Оценка фильтрационных свойств пласта по данным
гидродинамических исследований
Цель работы: Ознакомиться с технологиями гидродинамических исследованиями, научиться определять по их результатам фильтрационные свойства пластов.
Актуальность: На стадии разработки месторождений углеводородов из ФЕС коллекторов (пластов) на первый план выступают именно фильтрационные свойства коллектора, определяющие нефтеотдачу пластов. Определить эти свойства можно при исследованиях непосредственно в добывающих и нагнетательных скважинах
Исходные материалы: Основы теории гидродинамических исследований, результаты гидродинамических измерений в скважинах нефтяного месторождения южной части Средневасюганского мегавала (Томская область); обобщенные параметры пластов Вань-Еганского нефтяного месторождения (ХМАО).
Основы теории
Гидродинамические исследования пластов заключаются в определении параметров пласта и призабойной зоны по измерениям давления (р)и расхода (Q) в скважине (рис. 2).
Теоретической основой гидродинамических исследований является закон Дарси, который для радиального течения жидкости по пласту к добывающей скважине (рис. 1) или от нагнетательной скважины имеет следующие выражения (1,2):
В дифференциальной форме:
(1)
где Q – дебит (расход) жидкости, м3/с;**
- градиент давления
Кпр – коэффициент проницаемости коллектора, м2;
h – толщина проницаемой части пласта (эффективная толщина), м;
µ - динамическая вязкость пластового флюида, Па*с.
В случае установившегося потока:
(2).
где Rк – радиус контура питания (при оценочных расчетах берут равным половине расстояния между скважинами (рис. 2);
rC – радиус скважины.
Гидродинамические параметры пласта:
● Гидропроводность (коэффициент гидропроводности)
, м3/(с*Па) (3)
● Пъезопроводность пласта (коэффициент пъезопроводности) может быть определен методом гидропрослушивания или рассчитан по формуле
м2/с (4)
где β*=Кп.βж+(1-Кп).βск – упругоемкость (сжимаемость) пласта, Па-1, βж и βск – сжимаемость пластовой жидкости и минерального скелета пласта; Кп – коэффициент пористости пласта.
● Время установления гидродинамического равновесия в пласте (стабилизации режима) – определяется опытным путем по кривым изменения давления (р) и расхода (дебита) (Q) или оценивается по формуле
, с (3)
● Потенциальный коэффициент продуктивности – характеризует возможную продуктивность пласта с ненарушенной призабойной зоной при его эксплуатации совершенной скважиной (пласт вскрыт на всю толщину, забой открытый) после стабилизации режима. Вычисляется по гидродинамическим параметрам пласта (удаленной зоны) для совершенной скважины:
(5)
● Фактический коэффициент продуктивности – отношение фактического дебита к депрессии на пласт, показывает, на сколько изменится дебит жидкости из пласта при изменении депрессии на единицу:
(7).
** Единицы измерения в системе СИ.
Технологии гидродинамических исследований
Для получения данных об изменении дебита и давления используются несколько технологий исследований. Мы воспользуемся двумя из них.
1. Технология кривых восстановления давления
В технологии регистрации кривых восстановления давления (КВД) полезную информацию несет изменение давления во времени на забое остановленной скважины, обусловленное продолжающимся движением жидкости в пласте (рис. 3). Длительность регистрации КВД должна быть достаточной для того, чтобы по ней можно было определить параметры удаленной от скважины зоны пласта.
2. Технология индикаторной диаграммы
В технологии индикаторной диаграммы (ИД) используется отработка скважины на 3-5 режимах до установления стационарного состояния в пласте и замеры на каждом режиме установившихся дебитов и забойных давлений (рис. 3 Б).
По результатам определения ИД и КВД можно рассчитать все вышеперечисленные параметры пластов. Индикаторную диаграмму строят в координатах «рпл-рзаб» (депрессия на пласт) и «Q» (рис. 4. А), а кривую восстановления давления - в координатах «рзаб» и «lg(t/(T+t))» (рис. 4.Б). Зависимости аппроксимируются линейными уравнениями, по тангенсу угла наклона которых определяют фактический коэффициент продуктивности (ИД) или гидропроводность пласта (КВД). В последнем случае используется прямолинейная часть зависимости (дальняя зона), измеренная при больших временах. Другие фильтрационные свойства пластов определяются по приведенным выше уравнениям.
Последовательность расчета фильтрационных параметров пласта по технологии ИД и необходимые дополнительные сведения приведены на рис. 5.
Задание
1. Ознакомьтесь с теорией гидродинамических исследований.
Какие из параметров, определяющих свойства пласта, являются свойствами коллектора (твердой части проницаемого пласта), а какие свойствами флюидов?
2. По результатам измерения КВД пласта Ю1(1-2) в одной из скважин месторождения (таблица 1) определите пластовое давление.
Порядок работы:
А. Пересчитайте время(t) в lg(t/(T+t)) и постройте зависимость «р- lg(t/(T+t))».
Б. Выберите прямолинейную часть зависимости и по измерениям этой части определите линейное уравнение для дальной зоны.
В. Свободный член в уравнении – искомое пластовое давление.
3. По результатам измерения ИД пласта Ю1(1-2) в одной из скважин месторождения (таблица 2) определите фактическую продуктивность, гидропроводность и проницаемость пласта.
Порядок работы:
А. Рассчитайте депрессию на пласт, используя определенное пластовое давление: Рпл-Рзаб.
Б. Постройте зависимость «депрессия-дебит», добавив в таблицу нулевые значения обоих параметров.
В. По уравнению регрессии определите фактическую продуктивность.
Г. По схеме рис.5 и уравнениям (3, 5 и 7) оцените гидропроводность и проницаемость пласта. При расчетах примите вязкость флюида 0,01 Па. с, а отношение Rk/rc равным 1000.
Если бы толщина пласта была в два раза больше, какое значение коэффициента проницаемости Вы бы получили? Без знания толщины пластаЮ проницаемость можно определить?
4. Напишите отчет по работе.
