Фактические точки Q (P), получаемые при исследовании скважины, обычно не лежат на одной прямой и дают разброс, иногда значительный. Таким образом, индикаторная линия не всегда получается прямой, а искривляется, что объясняется следующими причинами: 1) образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при Рзаб < Рнас; 2) изменением проницаемости при изменении внутрипластового давления; 3) превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

При любом виде искривления индикаторной линии ее всегда можно аппроксимировать уравнением

Q = K · (Pk - Pc)n

Это уравнение называют общим уравнением притока. Если n = 1, то индикаторная линия прямолинейна. При 1 > n > ½ и индикаторная линия с искривлением в сторону оси Р, при n > 1 – с искривлением в сторону оси Q.

Линейная фильтрация является аналогом ламинарного течения жидкости в трубной гидравлике, такая фильтрация с энергетической точки зрения наиболее экономична. Таким образом, n > 1 не может быть. При n = ½ приток имеет четко выраженное турбулентное течение жидкости, когда коэффициент трения λ не зависит от числа Re.

Исследования на неустановившихся режимах дают наиболее полную информацию о свойствах пласта. Общая схема проведения этих исследований состоит в следующем. Создают определенное воздействие на пласт, например, изменением дебита или давления в скважине. Затем проводят наблюдение за изменением дебита или давления в некоторой точке пласта. По полученной информации определяют гидродинамические свойства исследуемого пласта. Различают 2 основных вида исследований – исследование скважин и гидропрослушивание.

Исследование скважин заключается в наблюдении за изменением давления или дебита скважины во времени вызванного изменением режима ее работы. Наиболее часто проводится метод снятия кривой восстановления давления (КВД). Скважину останавливают и следят за восстановлением забойного или устьевого давления во времени. Аналогично снимаются кривые падения давления (КПД) при пуске скважины в работу.

Методы обработки результатов гидродинамических исследований скважин основаны на различных математических моделях в зависимости от типа коллектора и реологических свойств пластовой нефти. Распространенным способом определения параметров пласта является обработка КВД в полулогарифмических координатах. Тогда изменение забойного давления во времени может быть представлено в виде:

где Q0 – дебит скважины до остановки; rc – приведенный радиус скважины;

по тангенсу угла наклона прямолинейной зависимости ΔP – lnt (величина а) определяют коэффициент гидропроводности:

и коэффициент пьезопроводности (величина b)

Полученные параметры пласта характерны для удаленных зон пласта. Аналогично исследуются нагнетательные скважины, и снимается кривая падения давления (КПД). Обработка данных КПД аналогична КВД.

Исследование пласта методом гидропрослушивания заключается в изучении особенностей распространения возмущений по пласту между 2-мя скважинами. В одной из них, называемой скважинной – источником или возмущающей скважиной, изменяют режим, т.е. остановка, пуск в работу, а в другой – удаленной или в нескольких скважинах – реагирующих фиксируется изменение давления во времени.

Для обработки результатов гидропрослушивания используется следующая формула:

где ΔQ – изменение дебита возмущающей скважины; R – расстояние между скважинами: возмущающей и реагирующей; t – время, истекшее с начала возмущения.

Исследования на неустановившихся режимах позволяют качественно оценить изменение проницаемости или наличие непроницаемых включений в удаленных областях пласта. Наличие таких аномалий показывает вид концевых участков КВД.

Лекция №2

Термодинамические исследования скважин

Колебания температуры на земной поверхности вызывают изменения температуры на малой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине не менее метра, а газовые – на глубине ≈ 15 м. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины земли. Мощность этого теплового потока q связана простым соотношением с теплопроводностью λ и температурным градиентом

:

Температурный градиент земли для различных геологических районах отличается и в среднем Г ≈ 0,03 0С/м. Естественное распределение температуры в неработающей скважине – это естественная геотерма. Термограмма – распределение температуры в работающей скважине имеет отклонения от геотермы, которые связаны с термодинамическими и гидродинамическими процессами, происходящими в продуктивном пласте.

В настоящее время имеются скважинные термометры – дебитомеры. Основанные на принципе охлаждения нагретой электротоком спирали, омываемой потоком жидкости. Чем больше расход жидкости, тем интенсивнее понижается температура спирали. Таким образом можно экспериментально установить зависимость между температурой спирали и расходом жидкости. С помощью термодебитомера снимаются 2 термограммы: первая – обычная, когда нагретая спираль подвергается воздействию потока жидкости; вторая – геотерма в остановленной скважине.

По разности показаний этих 2-х термограмм с помощью калибровочных кривых определяется изменение расхода жидкости вдоль исследуемого интервала.

Но это еще не все возможности термометрических исследований. Изучение изменения температуры на забое скважины при изменении ее режима работы позволяет проводить термозондирование пласта для определения его параметров. Эти исследования также можно применять и для изучения газовых скважин.

Лекция №3

Основы теории движения газожидкостных смесей в скважине

При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Поэтому для умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование скважин, необходимо знать законы движения газожидкостных смесей (ГСЖ) в трубах. Эти законы сложнее законов движения однородных жидкостей в трубах и изучены хуже.

Для наглядности процесса движения ГЖС в вертикальной трубе проделаем следующий опыт (см. рис.1)

Рис.1 Схема газожидкостного подъемника