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 k_пр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк — радиус условного контура питания скважины: r_пр — приведенный радиус скважины; и m,— соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины Rкпринимают равным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины r_пр — 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 q_г в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P²_пл - P²_заб

E NHx/gmilx45Xss3p9TmIZQNvL3UZ+tEzqcY9pqz0kciBu5FF3xd90CyJTwIVUO6RWgtjh+NE4qYB +4WSDrs7p+7zlllBiXqtUZ7FbI70ER+MeXoVo2EvPcWlh2mOUDn1lIzbtR9HaGusrBt8aWwIDbco aSUD2YP2Y1bH/LGDgwbHaRtG5NIOUb/+CaufAAAA//8DAFBLAwQUAAYACAAAACEA/DLcAN8AAAAJ AQAADwAAAGRycy9kb3ducmV2LnhtbEyPwU7DMBBE70j8g7VIXFDr4KamhDgVQgLRG7QIrm7sJhHx OthuGv6e5QTHnRnNvinXk+vZaEPsPCq4nmfALNbedNgoeNs9zlbAYtJodO/RKvi2EdbV+VmpC+NP +GrHbWoYlWAstII2paHgPNatdTrO/WCRvIMPTic6Q8NN0Ccqdz0XWSa50x3Sh1YP9qG19ef26BSs 8ufxI24WL++1PPS36epmfPoKSl1eTPd3wJKd0l8YfvEJHSpi2vsjmsh6BUJQkORFTpPIX4qlBLZX IKXIgVcl/7+g+gEAAP//AwBQSwECLQAUAAYACAAAACEAtoM4kv4AAADhAQAAEwAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAW0NvbnRlbnRfVHlwZXNdLnhtbFBLAQItABQABgAIAAAAIQA4/SH/1gAAAJQBAAALAAAA AAAAAAAAAAAAAC8BAABfcmVscy8ucmVsc1BLAQItABQABgAIAAAAIQBHsoaHPAIAAFsEAAAOAAAA AAAAAAAAAAAAAC4CAABkcnMvZTJvRG9jLnhtbFBLAQItABQABgAIAAAAIQD8MtwA3wAAAAkBAAAP AAAAAAAAAAAAAAAAAJYEAABkcnMvZG93bnJldi54bWxQSwUGAAAAAAQABADzAAAAogUAAAAA " o:allowincell="f">

Рис. 87. Индикаторная диаграмма газовой скважины: qг — дебит скважины по газу; давление: Pпл.тек — пластовое текущее, Рзаб — забойное

где k_пр — коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; Т_ст = 273 К; Т_ст - (273 - t_пл); Pат = 10⁵ Па; m -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; R_к – условный радиус контура питания; r_пр – 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 q_г и (P²_пл.тек – Р²_заб)/ q_г (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 (P²_пл.тек – Р²_заб)/ q_г 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.

1. Коэффициент гидропроводности

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.

2. Коэффициент проводимости

a= k_пр/m

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

3. Коэффициент пьезопроводности

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).

Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают другими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследования скважин и пластов