Исследование скважин и пластов

призабойной зоны :

для удаленной зоны

результате взаимодействия скважинной жидкости с породой и кажущегося удельного сопротивления

этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов горных пород и

насыщающих их жидкостей. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в при их облучении источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник

быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.


Акустический каротаж (АК) позволяет определить упругие свойства горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

вдоль ствола. Каверно-грамма в сочетании с другими видами каротажа указывает

на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение происходит против песков и проница-емых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами дифференцируют разрез, так как отражают глинистости и проницаемости разреза.

позволяет дифференцировать породы по темпера-турному градиенту и по тепловому сопротивлению.

Охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов, выделить местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

потоке:
а) давление по длине пласта изменяется по параболическому закону, зависимость

Р2(x) - линейная;
б) объемный расход газа, приведенный к атмосферному давлению, постоянный по длине пласта;
в) скорость фильтрации и градиент давления возрастают при приближении к галерее. Физически возрастание скорости фильтрации вдоль газового потока происходит за счет расширения газа при снижении давления.

жидкость
Пьезометрическая кривая для газа имеет более пологий характер на

большем своём протяжении, чем кривая несжимаемой жидкости; однако у неё более резкое изменение у стенки скважины, чем для несжимаемой жидкости.

Распределение давления

В плоскорадиальном потоке:

Q – Δp

Уравнение притока
Индикаторная зависимость для газа --параболическая зависимость дебита

Qст от депрессии рк (с осью, параллельной оси дебитов) и линейная зависимость дебита от разницы квадратов пластового и забойного давлений.

т.к. рк2 - рс2 = 2ркрс - (рс)2
(где рс= рк - рс )

Индикаторная зависимость при фильтрации газа по закону Дарси в переменных Q – Δp2

и в установившемся плоскорадиальном потоке имеет прямолинейный характер

за счёт уменьшения r, так и за счёт падения давления

р, вызванного сжимаемостью газа.

Изменение скорости фильтрации

Скорость фильтрации слабо меняется вдали от скважины и резко возрастает в призабойной зоне

несжимаемая жидкость

газ

перфорации происходит нарушение закона Дарси и проявляется в основном несовершенство

по характеру вскрытия; закон фильтрации - двухчленный ;

С3 - по графикам Щурова, а С4 по формуле

N - суммарное число отверстий; R0- глубина проникновения перфорационной пули в пласт.

вскрытия;. фильтрация плоскорадиальна, но с переменной толщиной (от hвск до

h); закон фильтрации - двухчленный .

3) R2< r< Rк - действует закон Дарси и течение плоскорадиально

моменты времени (а) и изменение давления с течением времени в

фиксированных точках пласта (b)

Уравнение (1) используется для расчета коллекторских параметров газовых пластов методом обработки КВД. Принцип расчета такой же, что и в случае нефтяных скважин, но для получения линейной зависимости по оси ординат надо откладывать не депрессию, а разность квадратов пластового и забойного давлений

изменение давления

Неустановившееся фильтрация газа в пористой среде

и взаимодействуют на моле-кулярном уровне. Изменение физических и химических свойств

непрерывно.

Составляющие(фазы) - разделены отчетливыми геометрическими границами и взаимодействуют на поверхностях раздела. Изменение физических и химических свойств разрывно.

называется доля объема пор Vi , занятая этой фазой в

элементарном объеме:

вектор скорости фильтрации ui фазы определяется как вектор, проекция которого на некоторое направление L равна отношению объемного расхода Qi данной фазы к площадке i , перпендику-лярной к указанному направлению:

где i= 1,2 (S1, S2 — насыщенность смачивающей и несмачивающей

фазами), Vi — объем среды, занятой жидкостью, Vn— общий объем активных пор в данном элементе.
S1 + S2=1, S1=S.

отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к

суммарному объему открытых пустот.

Коэффициентом водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора

для газонасыщенного коллектора

для коллектора, содержащего нефть и газ

Соотношение коэффициентов эффективной пористости и водонасыщенности:

—динамические коэффициенты вязкости жидкостей; p12— разности давлений в соответствующих фазах;

k12* — фазовые проницаемости, зависящие от природы пористой среды, ее абсолютной проницаемости k, от насыщенности пористой среды каждой фазой.

При описании двухфазных течений обычно вместо фазовых проницаемостей вводят «относительныепроницаемости» kiфаз, определяемые из отношений:

k12 =

i = 1 будем относить к более смачивающей фазе -

воде (в системе вода-нефть), а индекс i = 2 - к менее смачивающей жидкости - нефти;

значениях насыщенности эта фаза неподвижна.

Движение первой фазы может происходить

только в том случае, если S>S* (для водонефтяной системы S* называют насыщенностью связанной водой).

Для второй фазы связанная насыщенность 1—S*и называется остаточной нефтенасыщенностью.

Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения S меньше 1:

k1(S) + k2(S)1 0

от насы-щенности
Характерная несимметричная форма кривых относительной проницаемости объясняется тем, что

при одной и той же насыщенности более смачивающая фаза занимает преимущественно мелкие поры и относительная проницаемость у неё меньше.

Присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение не смачивающей жидкости, тогда как присутствие остаточной не смачивающей фазы значительно "стесняет" движение смачивающей фазы.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность

содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 %

не влияет на фильтрацию газа.
При водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

только газ, а вода и нефть, занимающие оставшийся объем пор,

неподвижны.

При содержании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит одну воду, а при насыщенности водой от 20 до 30% и газом от 10 до 18% в движении участвует только нефть.

Затененные области, примыкающие к той или иной стороне треугольной диаграммы, отвечают одновременному движению двух фаз: газ-вода, вода-нефть и газ-нефть. В центре диаграммы расположена область насыщенностей, при которых в потоке одновременно движутся три фазы.

фаз.

Противоположные эти вершинам стороны соответствуют отсутствию данной фазы в породе.

В

каждой точке внутри треугольной диаграммы сумма насыщенностей равна единице.

Кривые линии отделяют на диаграмме возможные области одно-, двух- или трехфазного течения.

фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей Sн и

Sв (газонасыщенность Sг=1-Sн-Sв):
Кн=Кн(Sн,Sв);
Кв=Кв(Sн,Sв);
Кг=Кг(Sн,Sв).

треугольника проводятся прямые, вдоль которых насыщенность одной из фаз постоянна.

Каждая насыщенность изменяется от нуля вдоль стороны треугольника до 100% на противолежащей вершине. Каждая точка внутри треугольника, находящаяся на пересечении двух прямых, параллельных двум сторонам, соответствует определенным значениям Sн, Sв и Sг.

фильтрационного процесса;
Влияние капиллярных сил на распределение давления незначительно и их

действие проявляется в локальных процессах перераспределения фаз.

Если размеры области малы, то при достаточно малых скоростях фильтрации капиллярные силы могут превзойти внешний перепад давления.
Если рассматривается движение в очень большой области (например, в целой нефтяной или газовой залежи), то влияние капиллярных сил на распределение давления незначительно и их действие проявляется в локальных процессах перераспределения фаз.

фаз
При увеличении содержания свободного газа фазовая проницаемость для газа

растет, а фазовая проницаемость для жидкой фазы уменьшается.

Необходимое условие – давление меньше давления насыщения

Расчеты параметров потока газированной жидкости необходимо проводить на основе многофазной модели течения

приведенного к атмосферному давлению, к объемному расходу нефти Qно в

нормальных условиях;

под водонефтяным фактором Гв — отношение объемного расхода воды Qво к объемному расходу нефти Qно в нормальных условиях. Гг = Qго/Qно

Кривые зависимости коэффициента растворимости газа в нефти и объёмного коэффициента

нефти от давления

условиях всегда меньше дебита однородной несжимаемой жидкости.

С повышением газового

фактора при неизменяющейся депрессии рс дебит жидкой фазы уменьшается, а дебит газа увеличивается

При данной депрессии рс и газовом факторе Г более высокий дебит будет при более высоком пластовом давлении.

4. Для повышения добычи более эффективным средством является увеличение депрессии за счет повышения пластового (контурного) давления рк, но не путем снижения забойного давления рс .

отличие от однородной жидкости, не является линейной.

6. Искривление индикаторной

линии при фильтрации газированной жидкости еще не означает наличия отклонений от линейного закона фильтрации.

7. Индикаторная кривая для реальной газированной нефти имеет меньший наклон, чем кривая для идеальной газированной жидкости, т.е. для реальной жидкости существуют добавочные сопротивления при фильтрации, не учтенные в идеальной жидкости.

условиях режима растворенного газа характеризуется высокими дебитами жидкости и газа.

Величина дебита жидкости быстро уменьшается с течением времени, но стремится к асимптоте относительно стабильной добычи. При этом абсолютная величина дебита жидкости невелика (уменьшается на порядок).

Темп падения дебита газа меньше, чем темп падения дебита жидкости.

Газовый фактор сначала резко возрастает, достигая в скором времени максимума, затем постепенно уменьшается.

фильтрации газожидкостных систем к задачам движения однородной несжимаемой жидкости в

пористой среде:

Н(р) =

в пласте вертикальный фронт, впереди которого нефтенасыщенность равна начальной

а позади остается промытая зона с
остаточной нефтенасыщенностью . Обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.

Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. По мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефте-насыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.