Пластовое и забойное давление при разработке залежей

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

 

Радиус условного контура  питания скважины Rк принимают равным половине расстояния между скважинами.

 

Приведенный радиус скважины rпр — 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 qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл - P2заб

 

 

 

 г

 

 

Рис. 87. Индикаторная диаграмма  газовой скважины:

 

qг — дебит скважины по газу; давление: Pпл.тек — пластовое текущее, Рзаб — забойное

 

де kпр — коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст - (273 - tпл); Pат = 105 Па; m -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк – условный радиус контура питания; rпр – 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 qг и (P2пл.тек – Р2заб)/ qг (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 (P2пл.тек – Р2заб)/ qг 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 kпр — 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= kпр/m

 

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

 

3. Коэффициент пьезопроводности

 

 

 

 где kп — коэффициент пористости пласта; bж и bс — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; kпbж - bс — 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