ГДИС. Лекции Интерпретация ГДИС. Р. Г. Шагиев интерпретация результатов гидродинамических
 Скачать 5.09 Mb.
|
|
ГЛАВА 6 ГДИС месторождений аномальных нефтей Гидродинамическая теория промысловых методов исследования скважин и пластов для аномальных нефтей, характеризующаяся наличием предельного градиента давления, разработанная под руководством А.Х. Мирзаджанзаде, предусматривает необходимость получения (снятия) так называемых «двухсторонних» кривых восстановления (падения) давления (ДКВД) и получения «двухсторонних» индикаторных диаграмм (ДИД) при установившихся отборах и закачках (рис. 6.1). Несовпадение конечных участков ДКВД (см. рис. 6.1) и отсечение на оси ординат графиком ДИД величины ДРо (статической депрессии) является доказательством и критерием для отнесения исследуемой нефти к разряду неньютоновских, характеризующихся предельным градиентом, которому соответствует статическая депрессия. Здесь же вводится понятие нижне- и верхнепредельных статических забойных давлений Р„„р и Р„„р, которые связаны с истинным пластовым давлением соотношениями (см. рис. 6.1): Рис. 6.1. Двухсторонние кривые восстановления (падения) давления скв. 7707 Арланского месторождения 1,2 - КВД; 3,4,5,6 - КПД Рис. 6.2. Кривые зависимости скорости фильтрации от градиента давления / - закон Дарси; 3 - нелинейный закон с предельным градиентом; 2 - S-образная реологическая линия Приведенная методика справедлива для модели неньютоновской нефти с предельным градиентом давления. Нефти некоторых месторождений Башкирии, по данным лабораторных реологических исследований, также являются неньютоновскими аномальными нефтями, характеризующимися изменением эффективной вязкости нефти в зависимости от градиентов давления за счет проявления структурно-механических свойств. Фильтрация таких аномальных (например, арланских) нефтей происходит с отклонением от линейного закона фильтрации Дарси (рис. 6.2, кривая 2). В качестве первого приближения описания нелинейного закона фильтрации подобных нефтей может быть принята асимптоматическая модель течения с предельным (начальным) градиентом давления. Задача заключается в изучении влияния аномально-вязкостных свойств нефти на фильтрационные характеристики пласта, найденные по результатам промысловых гидродинамических исследований скважин. Р ИС 6.3. Графики экспериментальных зависимостей скорости фильтрации и вязкости пластовой нефти для кернов от градиентов давления скв.7950 Арланского месторождения Керны: 7 - k=0,92 мкм 2 ; 2 - k=0,03 мкм 2 6.1 Методика изучения влияния аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом на характер КВД Изучение влияния аномально-вязкостных свойств нефти на фильтрационные характеристики пласта, т.е. на коэффициент гидропроводности, сводится к получению зависимости гидропроводности ближайшей и удаленной зон пласта от дебита или перепада давления на основании обработки серии промысловых КВД. Рассмотрим зонально-неоднородный пласт, неоднородность которого (по параметрам пласта) обусловлена различиями вязкости аномальной неньютоновской нефти с частично и полностью разрушенной структурой и вязкостью нефти с неразрушенной структурой р,д (рис. 6.3). Для упрощения рассмотрим случай наличия двух зон. Различия в вязкостях зон будут сказываться и на различии в гидропроводностях е и пьезопроводностях ϰ . Вопросами влияния зональной неоднородности пласта по фильтрационным характеристикам на изменение давления в скважине (КВД) и определением по этим КВД параметров неоднородного пласта занимались многие исследователи. Предположим, что скважина радиуса г, перед началом исследования проработала достаточно долго с установившимся дебитом q, тогда распределение давления по пласту можно считать установимшимся. Пласт бесконечной постоянной мощности h=const. Вокруг скважины имеется кольцевая зона радиуса R с ко- эффициентами EI и a; i. Соседние скважины до начала и в процессе исследования работают с постоянными дебитами. В момент времени t = 0 скважина мгновенно закрывается на забое, и тогда изменение давления на забое скважины (КВД) можно выразить формулой [40]: Приближенное и точное решения совпадают, начиная с практически малых моментов времени (t>1000 с), поэтому при анализе и обработке КВД можно пользоваться формулой (6.2). Анализ формулы (6.2) показал, что для малых моментов времени второе и третье слагаемые стремятся к нулю, а первое слагаемое дает решение для однородного пласта: уклон второго участка - гидропроводностью более удаленной зоны пласта (kh/м2 - м2 = м неразр - вязкостью нефти с неразрушенной структурой в случае фильтрации аномально-вязкой нефти с предельным градиентом). При фильтрации аномально-вязкой нефти, работе скважин с увеличением дебитов q во времени радиус условных неоднородных зон пласта R, где фильтруется нефть с разрушенной структурой, станет расти. Это будет проявляться на серии КВД в полулогарифмических координатах смещением времени t m - излома прямолинейных графиков. Так, при росте q время t m последующего графика КВД будет смещаться вправо (рост R) и наоборот. Если же зональная неоднородность пласта не связана с аномально-вязкостными свойствами нефти или другими факторами, зависящими от режимов работы скважины, а неоднородность пласта обусловлена, например, коллекторскими свойствами (выклиниванием или замещением кол- лекторов, литологией и др.), то величина R и параметры пласта не должны зависеть от q и t должны быть постоянными, время же t m , излома прямолинейных графиков на серии КВД (при давлениях выше давления насыщения) тоже должно быть величиной постоянной. В этом случае не должно наблюдаться смещения величины t m на серии КВД. Таким образом, на основе вышеизложенных исходных физических предположений и анализа теоретических исследований, методически представляется возможной оценка проявления неньютоновских свойств нефти и их влияния на фильтрационные характеристики пласта по ре- зультатам обработки серии качественных КВД. Диагностическим признаком (ДП) проявления аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом являются наличие двух прямолинейных участков КВД в полу-log координатах и изменение положения времени точки перелома графиков t„, (т.е. изменение положения величины R - радиуса границы условных зон неоднородности фильтрации нефти с разрушенной и неразрушенной структурой) в зависимости от изменения дебита скважины, с ко- торым она работала перед снятием серии КВД. Так, с уменьшением q должно наблюдаться передвижение точки t влево, уменьшение R и - наоборот. 6.2 Техника и технология ГДИС аномальных нефтей. Выбор скважин, оборудование и приборы Предлагаемая методика исследований скважин заключается в получении серии качественных промысловых КВД при определенных условиях. Как известно, на характер КВД оказывает влияние ряд факторов: 1) характер границ пласта, т.е. пласт бесконечный, открытый или закрытый; 2) неоднородность пласта по коллекторским свойствам (слоистая неоднородность, изменение проницаемости призабойной зоны, наличие скин-эффекта); 3) зависимость коллекторских свойств пласта и свойств пластовой жидкости (проницаемости, вязкости, коэффициентов сжимаемости, эффективной мощности) от давления; 4) нарушение линейного закона фильтрации Дарси в различных зонах пласта; 5) влияние предшествовавшего режима работы скважины и работы соседних скважин; 6) характер притока (оттока) жидкости в скважину после ее закрытия на устье; 7) гидродинамическое несовершенство скважины и геометрия потока в призабойной зоне; 8) влияние процессов в стволе скважины (сегрегация газа, температурные и другие эффекты); 9) наличие нескольких фаз в продукции скважины (вода, газ, нефть); 10) инерционность потока вблизи стенок скважины; 11) для более уверенного определения степени проявления аномальных свойств нефти по результатам обработки серии КВД необходимо свести до минимума влияние побочных факторов. Влияние ряда побочных факторов может быть устранено специальным подбором скважины для проведения исследования. При этом необходимо исходить из следующих требований: 1. Высокодебитная эксплуатационная скважина должна обеспечивать изменение режима работы в широком интервале дебитов с целью получения большого числа режимов серии КВД и точек на индикаторных диаграммах при забойных давлениях выше давления насыщения. 2. Скважина должна находиться не вблизи линии нагнетания, она безводная, наличие воды может сказаться на реологических свойствах смеси. 3. Так как продуктивный пласт достаточно однороден и сложен монолитным песчаником, то изменение эффективной мощности пласта при различных градиентах давления в процессе исследований в этом случае будет наименьшим. 4. Способ эксплуатации скважины - фонтанный или наиболее распространенный - глубинно- насосный. Учитывать близость замерной емкости от устья скважины, наличие отдельного сборного коллектора, хорошее состояние дороги к скважине. Для устранения влияния на КВД таких факторов, как приток жидкости в скважину после остановки, другие процессы в стволе скважины, необходимо использовать специальное оборудование, позволяющее закрывать скважину непосредственно на забое. С этой целью для проведения исследования предлагается использовать пакер и специальный забойный отсекатель [47]. Учитывая большую продолжительность исследований, сложность замеров забойных давлений через затрубное пространство, особенно в искривленных скважинах (такие скважины являются преобладающими), необходимость длительного использования специальных промысловых передвижных лабораторий и станций (АПЭЛ-66, АИСТ-70 и др.), рекомендуется использовать дистанционный манометр, например, типа ДЛМП-2М. Для проведения исследований с учетом указанных требований рекомендуется принципиальная схема обустройства устья и забоя скважины. Схема включает подземное и наземное оборудование (рис. 6.4). В подземное оборудование входят: узел глубинного манометра ДЛМП-2М (2), глубинный расходомер РГД-5 (1), узел устройства для перекрытия притока жидкости на забое скважины (10), пакер (4), муфта перекрестного течения (8), муфта сальникового устройства (5), глубинный насос НГН-2 с плунжером (12), колонна насосных труб (7), кабели связи (б). Рис. 6.4. Схема обустройства скв. 7707 Условные обозначения см. в тексте Наземное оборудование состоит из вторичных приборов (14) (глубинного манометра и расходомера), эксцентричной планшайбы с сальниковым устройством (15), удлинителя хода полированного штока (13). Один из основных элементов компоновки глубинного оборудования - забойный отсекатель - собирается отдельно в условиях механических мастерских НГДУ и проверяется на герметичность. Общий вид этого устройства показан на рис. 6.5. Он состоит из корпуса (10), подвижного (6) и неподвижного (12) «станков», затвора (7), пружины (9), седла клапана (4), шарика (3), конусной муфты (2). Обвязка устья и забоя скважины производится в следующей последовательности (см. рис. 6.4): 1. Собирается монометрическая часть, включающая расходомер (1), манометр (2), фильтр (3), пакер (4), сальниковую муфту (5). Кабель (6) от глубинного датчика пропускается через пакер и выводится наружу при помощи сальниковой муфты. 2. Начинается спуск оборудования в скважину. Кабель (6) крепится к насосно- компрессорным трубам с помощью специальных поясов (клямпсами). Выше манометрической части устанавливается муфта перекрестного течения (8). Забойный отсекатель (10) устанавливается между приемным клапаном (9) и собственно насосом. Для открытия (закрытия) клапана забойного переключающего устройства на плунжер насоса НГН-2 наворачивают вместо корпуса-ловителя специальный шток (11). 3. По окончании спуска оборудования в скважину сажают пакер и пропускают через сальники эксцентричной планшайбы (15) кабели связи (6) от дистанционного манометра (2) и расходомера (1). Концы кабеля соединяют со вторичными приборами (14). Обычно узел переключающего устройства спускается в скважину в нерабочем (закрытом) состоянии (см. рис. 6.5), и открытие его происходит в скважине с помощью штанг. Для этого необходимо осторожно посадить до упора плунжер насоса. При этом шток (см. рис. 6.5, 1) вы- ходит в карман клапана переключающего устройства и вызывает сначала продольное, а затем угловое перемещение затвора (7) относительно неподвижного стакана (12). При снятии нагрузки со стороны штока, пружина (9) сажает шпильку (13) в новое (а) минимальное углубление «хвоста» (14), образуя тем самым зазор между конической муфтой и шариком (3). Этот зазор не вносит дополнительных сопротивлений потоку жидкости. При работе штангового насоса типа НГН-2 минимальное расстояние между плунжером глубинного насоса и конической муфтой (см. рис. 6.5, 2) регулируется с помощью правильного подбора длины колонны штанг. Это расстояние должно составлять порядка 0,5-0,7 м. На рис. 6.5. дополнительно обозначены: А - узел устройства прикрытия, 2 - конусная муфта, 4 - седло клапана, 5 - муфта, 6 - подвижный корпус, 7 - затвор с продольным и угловым перемещением, 8 - шпилька, 10 - корпус, 11 - подвижный стакан, Б - фрагмент развертки «хвоста» устройства перекрытия. Приведем назначение отдельных элементов компоновки: • ДЛМП-2М - для замера текущего забойного давления в скважине; • РГД-5Б - для замера переменного во времени притока жидкости в скважину контроля надежности перекрытия забоя забойным отсекателем; • пакер - для уменьшения свободного объема скважины; • муфта с сальниками - для герметичности отсечения подпакерного пространства; • муфта перекрестного течения - для проведения исследований скважины при закачке жидкости в пласт; • забойный отсекатель - для отсечения объема жидкости в насосно-компрессорных трубах; • шток в нижней части плунжера - для вскрытия (закрытия) отсекателя; • эксцентричная планшайба с сальниковым устройством под кабель - для герметизации затрубного пространства при закачке жидкости в пласт; • удлинитель хода полированного штока (УХП) - для быстрого проведения операции открытия и закрытия скважины без задалживания бригады (подземного ремонта скважин). Предложенная компоновка глубинного оборудования позволяет получать неискаженные кривые восстановления давления как после «мгновенной» остановки скважины на забое, так и после закачки жидкости в пласт. Контроль надежности закрытия отсекателя и перекрытия всего сечения скважины осуществляется с помощью снятия динамограмм, по показаниям ДЛПМ-2М и РГД-5 и замеров изменения уровня в затрубном пространстве с помощью эхолота. Принятая принципиальная схема оборудования и обвязка скважин-стендов имеет недостаток -невозможность снятия профиля притока в момент проведения исследований. Технология проведения исследования скважин для получения серии кривых восстановления и падения давления с использованием специального оборудования (см. рис. 6.4) включает следующие работы. I. Остановку скважины: • останавливается станок-качалка и закрепляется тормозом в положении, когда головка балансира находится в нижней мертвой точке, пускатель станка-качалки ставится на ручное управление; • допускаются штанги с помощью УХП до расслабления канатной подвески; • подтягиваются штанги с помощью УХП до первоначального положения; запуск станка- качалки. • контроль работы забойного отсекателя осуществляется при помощи РГД-5Б и ДЛМП-2М. Если показания манометра ДЛМП не меняются, операции по закрытию (вскрытию) забойного отсекателя следует повторить. Запуск станка-качалки при остановке скважины необходим для контроля герметичности закрытия отсекателя; • окончательная остановка станка-качалки. П. Пуск скважины в работу: • при помощи УХП допускаются штанги до упора; • при помощи УХП штанги подтягиваются до первоначального положения; запуск станка- качалки в работу и контроль работы отсекателя. Ш. Закачку жидкости в пласт: • закрытие отсекателя по вышеописанной технологии; • обвязка затрубного пространства скважины с закачивающим агрегатом типа ЦА-320 и емкостью с жидкостью (дигазированной нефтью); • заполнение затрубного пространства жидкостью; • закачка жидкости через затрубное пространство выше пакера и через муфту перекрестного течения в подпакерную зону; • контроль величины давления закачки на устье с помощью образцового манометра. IV. Остановку после прекращения закачки жидкости в пласт: • остановка закачивающего агрегата; • перекрытие задвижки затрубного пространства; • сброс давления в манифольдных линиях к закачивающему агрегату и их демонтаж. Начиная с момента изменения режима скважины и параллельно с последующими операциями по вскрытию или закрытию забойного отсекателя, производится запись показаний вторичного прибора ДЛМП-2М в возмущающей скважине. Замеры снимаются первые полчаса ежеминутно, затем - через 3,5 мин по одному замеру и далее - через 10, 15, 20, 30, 60, 120, 240 мин по З замера подряд с выводом средних показаний. Промежутки между замерами определяются, исходя из темпа восстановления давления: если по предыдущим 2-3 показателям давление одинаково, промежуток увеличивают. Дебит нефти или расход закачиваемой жидкости регистрируется во времени при помощи расходомера РГД-5Б (для закачки), АГЗУ («Спутник»), либо по мернику (при отборе). Снятие одной кривой изменения давления занимает время 3-5 сут. Исследование скважины на одном режиме включает снятие кривой изменения давления после пуска скважины в эксплуатацию (либо процесс закачки жидкости в пласт) и кривой восстановления давления после остановки скважины (прекращения закачки). Для получения качественных результатов необходимо провести исследование не менее чем на трех-четырех режимах отбора нефти и двух режимах закачки жидкости в пласт. Общее время исследований составляет около 30 сут. 6.3 Обработка и интерпретация результатов исследования скважин Для оценки параметров пласта и аномальных свойств нефти можно воспользоваться кривыми падения давления, полученными после нагнетания нефти в эксплуатационную скважину. Для получения аналитического решения представим случай нагнетания нефти с известной вязкостью ( µ ) (т.е. нефти с разрушенной структурой) через одиночную скважину с постоянным расходом. Начало закачки принимается мгновенным, пласт - горизонтальным, постоянным по мощности и однородным по коллекторским свойствам. Схема процесса нагнетания представлена на рис. 6.6, где приняты следующие обозначения: ϰ1 и ϰ2 - пьезопроводность в зоне проникновения и в невозмущенной зоне; P1(r,t) и P2(r,t) - функции распределения давления в соответствующих зонах; r с - радиус скважины; R(1) - радиус распространения нагнетаемой жидкости. Искомые функции P1(r,t) и P2(r,t) удовлетворяют уравнениям: |