Задачи, виды и методы, технология исследования скважин и пластов - Основы добычи нефти и газа

Основная задача исследования залежей и скважин -- получение информации о них

Для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всего периода эксплуатации месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К первым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово-геофизические, гидродинамические и др.

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются электрические свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радиоактивный каротаж -- гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия, профелеметрия) и т. п. Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения ВНК, ГНК и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито - и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, смол, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебито-и расходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито - и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования в работающую нагнетательную скважину на электрическом кабеле спускают скважинный прибор - расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого подает на поверхность электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

Гидродинамические методы исследования основаны на измерении дебитов и забойных давлений или их изменений во времени. При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) скважин КПр, гидропроводность пласта е, пластовое давление pПл, пьезопроводность пласта, комплексный параметр (rС - приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями - проницаемость k и радиус rC.

Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (методы восстановления давления и уровня и метод гидропрослушивания). Эти исследования выполняют соответствующие службы нефтедобывающих предприятий в сроки, оговоренные специальным планом-графиком. Рекомендуемая периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежей и скважин. Способ эксплуатации скважин накладывает определенные технические ограничения на гидродинамические исследования. Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на автономные (с местной регистрацией параметров) и дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация параметров осуществляется специальным электронным запоминающим устройством, информация с которого после извлечения прибора на поверхность подвергается компьютерной обработке по соответствующим программам.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину.

Описание приборов и оборудования для гидродинамических исследований скважин, их технические характеристики более подробно изложены в лабораторной работе №5 (см. главу 4).

По данным исследования скважин получают необходимые сведения для проектирования и осуществления разработки залежи, устанавливают технологический режим работы этих скважин или принимают решения о необходимости повышения их продуктивности. Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры эксплуатационного оборудования, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно уравнению притока. С позиции притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи, охраной недр и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), твердых мелкодисперсных частиц в зависимости от депрессии, и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования.

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и неограниченными отборами. Дебит скважин ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами. К первым относятся степень устойчивости пород продуктивного пласта; наличие подошвенной воды и верхнего газа; необходимость обеспечения условия pЗ ? 0,75 pН; необходимость ограничения объема добываемой воды и др. Техническими причинами являются недостаточная прочность эксплуатационной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении pЗ; ограниченная мощность эксплуатационного оборудования; минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Таким образом, геолого-технологические и технические причины ограничивают значения pЗ, обусловливающего дебит скважины. Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо малодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким pПл, либо в сильно обводненных (более 80 %) при форсировании отборов. В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок в стволе, рост газового фактора и обводненности продукции.

В уравнении притока величина pПл не является регулируемой применительно к конкретной скважине. Показатель степени n косвенно зависит от коэффициента пропорциональности KПр. При n = 1 коэффициент пропорциональности численно равен коэффициенту продуктивности

. (3.93)

Гидропроводность е и проницаемость k определяются по данным исследования при установившихся (еУст и kYcт) и неустановившихся (еНеуст и kНеуст) режимах. Если еУст < еНеуст, то необходимо осуществить воздействие на призабойную зону пласта с целью увеличения проницаемости k или расширения работающего интервала h. Целесообразно при выборе метода воздействия использовать результаты послойного изучения разреза дебитометрическими, термодинамическими и геофизическими методами, что позволит выделить влияние k и h на величину е и оценить качество вскрытия пласта и освоения скважины. При определении приведенного радиуса rС оцениваются качество вскрытия перфорацией и коэффициент совершенства скважины. Уменьшение k, h и rС, а для аномальных нефтей также рост эффективной вязкости, зависящей от созданной депрессии, обусловливают дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне и, как следствие, уменьшение производительности скважины. Эти изменения относят либо к проницаемости, либо к приведенному радиусу. Ухудшенную зону рассматривают также как тонкий слой (скин), а ее влияние на производительность скважины называют скин-эффектом. Величину скин-эффекта можно определить по формуле В. Н. Щелкачева

(3.94)

Или из уравнения Ван - Эвердингена и Херста

, (3.95)

Т. е.

, (3.96)

Где S -- скин-эффект; k, k1 -- проницаемость удаленной и ухудшенной зон; rСд -- радиус совершенной скважины по долоту; RК - радиус контура питания; Дp = pЗ(t) - pЗ0 - увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению pЗ0 перед остановкой; ; м - динамическая вязкость жидкости.

Из уравнения (2.95) следует, что скин-эффект выражает потерю полезной депрессии вследствие дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. При загрязнении призабойной зоны (k > k1) величина S положительна, а при k < k1 -- отрицательна. Ю. А. Балакиров рекомендует k, RК, k1 и rСд определять по кривым соответственно восстановления и падения (после подлива) давления.

Похожие статьи




Задачи, виды и методы, технология исследования скважин и пластов - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая