Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ВСКЫТИЯ ПЛАСТОВ, ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ИХ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА

Вскрытие пластов бурением и освоение скважин, ремонтные работы в скважине с непременным их глушением и последующее их освоение — операции в значительной степени идентичные не только по характеру исполнения работ, но и по физико-химической сущности. В процессе этих работ под действием бурового раствора или жидкости глушения снижается проницаемость ПЗП; возникает необходимость осваивать скважины и не всегда этот процесс проходит легко. Имеется немало отличий, однако оценка качества работ может быть проведена в известной мере одинаково.

Во всех случаях необходимо планировать проведение гидродинамических исследований (в том числе на соседних скважинах) с целью оценить качество вскрытия пласта, эффективность перехода от жидкости глушения на рабочую жидкость и освоения скважины.

Под качеством технологии вскрытия пласта, ремонта скважины и ее освоения следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (ПЗП) после выполнения соответствующей операции.

Можно условно принять, что технология работ в пласте включает в себя следующие управляемые элементы: способ вскрытия пласта, режимы промывки, тип и компонентный состав бурового раствора, промежуток времени от момента полного вскрытия продуктивного пласта до момента цементирования, тип и характер химической обработки цементного раствора, характер перфорации, среду, в которой она осуществлялась, и некоторые другие.

Большая часть указанных факторов определяет состояние ПЗП после ремонта. Аналогично следует принять, что технология освоения скважин включает в себя элементы: способ

10

526

крепления забоя, способ и среду перфорации, способ вызова притока жидкости из пласта и др.

Оценке качества освоения скважин должна предшествовать оценка качества вскрытия пласта.

Показателем качества технологии в целом или отдельных ее элементов служит отношение фактической гидропровод-ности 0ф (продуктивности) пласта к потенциальной 0П

ОП = 0ф/0п; 10.1)

или показатель скин-эффекта S, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление (или проводимость) призабойной зоны пласта при ее загрязнении (очистке). При переходе от показателя S к показателю ОП пользуются зависимостью

ОП=—, 10.2)

где А = ln^L; RK — радиус контура питания пласта; R0 — ра-

R0

диус скважины или приведенный радиус скважины при несовершенном вскрытии пласта.

Если радиус RK неизвестен, то его считают равным половине расстояния между данной и ближайшей скважинами или принимают величину А = 2л.

В силу влияния различных факторов показатели ОП и S необходимо рассматривать как стохастические величины, определяемые некоторыми распределениями. Поэтому оценка качества должна основываться на статистических критериях.

Оценка качества технологий упрощается, если совокупность значений показателя ОП (или S) распределена по нормальному закону. Проверка гипотезы о нормальном законе распределения показателя ОП (или S) по 0 измерениям проводится с помощью критерия Шапиро — Уилки, если 0 < 50, по 12-критерию, если 0 > 50 (ГОСТ 11.006-74).

ю.1. ПР ОВЕРКА ГИП ОТЕЗЫ

О Н ОРМАЛЬ НОМ ЗАКОНЕ РАС ПРЕДЕЛЕНИЯ

ПОКАЗАТЕЛЯ КАЧЕС ТВА ПО КРИТЕРИЮ

ШАПИРО — УИЛКИ

1. Для проверки гипотезы о нормальном законе распределения показателя качества, например ОП, необходимо расположить данные в порядке возрастания:

527

ОП! < ОП2 ... < ОП0

и вычислить параметры:

п

д2 = 2(ОП, -ОП)2;

bn = ап(ОПп-ОП1)+ *о-1(ОП0_1-ОП2)+ ... + to-k+i(On0_k+1-Onk),

где к = 0/2, если 0 — четное; и к = (0—1)/2, если 0 — нечетное; коэффициенты tn_i + 1 определяются по табл. 10.1.

2. Найти отношение

Wn=b2/g2

и сравнить его с теоретическим, принимая WT = 0,93, если 0 < 10; WT = 0,95, если 0 < 20; WT = 0,96, если 0 < 30; WT = = 0,97, если 0 < 50.

3. Если расчетное значение больше теоретического WT, то принимается гипотеза о новом законе распределения.

Если показатель качества ОП (или S) не распределен по нормальному закону, то проверяются гипотезы относительно параметров:

J; д/огТ; J=; In ОП, Vs" (10.3)

on Von

и выбирается тот показатель, который распределен по нормальному закону с наивысшей достоверностью. Если ни один из указанных параметров не удовлетворяет гипотезе нормального закона распределения, то данные необходимо разбить на однородные группы по физическим и (или) геологическим признакам объекта.

Показатели ОП или S определяются по данным прямых натурных гидродинамических исследований скважин или испытаний пластов с помощью пластоиспытателей на трубах. Гидродинамические исследования проводятся специальными службами УБР, НГДУ или трестов геофизики по существующим методикам.

Гидродинамическим исследованиям должны предшествовать геофизические исследования с целью выявления работающей толщины пласта. Результатами гидродинамических исследований скважин являются индикаторная диаграмма (ИД) и кривая восстановления давления (КВД), а результатами испы-

528

Таблица 10.1 Коэффициенты, используемые при проверке на нормальность с помощью критерия Шапиро-Уилки

к
п

3 4 5
6789
10
11
12
13
14
15
16
17

1
0,7071
0,6872
0,6646
0,6431
0,6233
0,6052
0,5868
0,5739
0,5601
0,5475
0,5359
0,5251
0,5150
0,5036
0,4968

2

0,1677
0,2413
0,2806
0,3031
0,3164
0,3244
0,3291
0,3315
0,3325
0,3325
0,3318
0,3306
0,3390
0,3273

3



0,0875
0,1401
0,1743
0,1976
0,2141
0,2260
0,2347
0,2412
0,2460
0,2495
0,2521
0,2540

4





0,0561
0,0947
0,1224
0,1429
0,1586
0,1707
0,1602
0,1878
0,1939
0,1988

5







0,0399
0,0695
0,0922
0,1099
0,1240
0,1353
0,1447
0,1524

6









0,0303
0,0539
0,0727
0,0880
0,1005
0,1109

7











0,0240
0,0433
0,0593
0,0725

8













0,0196
0,0359

Продолжение табл. 10.1

к
O

18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30

1
2
0,4886 0,3253
0,4808 0,3232
0,4734 0,3211
0,4643 0,3185
0,4590 0,3156
0,4542 0,3126
0,4493 0,3098
0,4450 0,3069
0,4407 0,3043
0,4366 0,3018
0,4328 0,2992
0,4291 0,2968
0,4254 0,2944

3
0,2553
0,2561
0,2565
0,2578
0,2571
0,2563
0,2554
0,2543
0,2533
0,2522
0,2510
0,2499
0,2487

4 5
0,2027 0,1587
0,2059 0,1641
0,2085 0,1686
0,2119 0,1736
0,2131 0,1764
0,2139 0,1787
0,2145 0,1807
0,2148 0,1822
0,2151 0,1836
0,2152 0,1846
0,2151 0,1857
0,2150 0,1864
0,2148 0,1870

6
0,1197
0,1271
0,1334
0,1399
0,1443
0,1480
0,1512
0,1539
0,1563
0,1584
0,1601
0,1616
0,1630

7 8
0,0837 0,0496
0,0932 0,0612
0,1013 0,0711
0,1092 0,0804
0,1150 0,0878
0,1201 0,0941
0,1245 0,0997
0,1283 0,1046
0,1316 0,1089
0,1346 0,1128
0,1372 0,1162
0,1395 0,1192
0,1415 0,1219

9
0,0163
0,0303
0,0422
0,0530
0,0616
0,0696
0,0764
0,0823
0,0876
0,0923
0,0965
0,1002
0,1036

10 11


0,0140
0,0263
0,0368 0,0122
0,0459 0,0228
0,0539 0,0321
0,0610 0,0403
0,0672 0,0476
0,0728 0,0540
0,0778 0,0598
0,0822 0,0650
0,0862 0,0697

12






0,0107
0,0200
0,0284
0,0358
0,0424
0,0483
0,0537

13 14








0,0094
0,0178
0,0256 0,0084
0,0320 0,0159
0,0382 0,0227

15












0,0076

таний пластов - кривая притока (КП) и КВД. Более информационными и надежными являются результаты исследований скважин. Интерпретация данных гидродинамических исследований и оценка качества соответствующей технологии или ее элементов проводятся территориальными НИИ с использованием накопленного опыта и ниже следующих рекомендаций.

Оценку качества вскрытия пласта или освоения скважин можно проводить на базе “пассивных" данных, получаемых при гидродинамических исследованиях, не запланированных специально для этой цели. В этом случае показатель ОП (или S) характеризует соответствующую технологию ориентировочно (предварительно). Если оценка качества проводится на базе “активных” данных, получаемых при гидродинамических исследованиях, специально спланированных для этой цели, то показатель ОП (или S) характеризует соответствующую технологию достоверно. "Активные” гидродинамические исследования планируются территориальными НИИ на этапе разведывательного бурения или в период пробной эксплуатации и в зависимости от конкретной цели исследований.

Необходимо различать следующие цели исследований:

оценка качества технологии в одной скважине, т.е. относительно заданной точки пласта;

оценка качества технологии по группе скважин, т.е. относительно всего продуктивного объекта или его части;

сравнение качества двух различных технологий в одной скважине, например, когда пласт вскрывается последовательно долотами разных диаметров;

сравнение качества двух различных технологий по группе скважин, т.е. относительно всего продуктивного объекта или его части.

План проведения гидродинамических исследований, базируясь на геологических условиях региона, технико-экономическом обеспечении исследований и накопленной информации об объекте, должен включать указание на метод, регламент времени и воспроизведение исследований в каждой скважине при различных режимах фильтрации.

При исследовании скважин рекомендуется КВД получать параллельно с ИД, т.е. после каждого выхода скважины на установившийся режим.

Некоторые рекомендации по регламентированию исследований, обработке и интерпретации ИД и КВД приведены ниже.

530

10.2. КРИТЕРИЙ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА

В приведенных ниже формулах для определенности предполагается, что по нормальному закону распределен показатель ОП. В противном случае его следует заменить одним из ранее указанных. Кроме того, принято, что достоверность всех оценок не менее 90 %. Для оценки качества технологии в одной скважине необходимо: определить среднее значение показателя

------- . ш

ОП = — УОП;

найти дисперсию воспроизводимости измерений

а2 =^—У (ОП, -ОП)2; т - 1!=i

проверить гипотезу об изменении гидропроводимости пласта по f-критерию Стьюдента

ОП - lk/m

J--------!----->t, 10.4)

а

где т — число измерений; t — значение критерия Стьюдента, зависящее от числа степеней свободы q-m-l.

Если неравенство (10.4) выполняется, то следует вывод:

гидропроводность пласта изменена, показатель ОП < 1 (или ОП > 1), характеризует качество соответствующей технологии относительно заданной точки пласта. Если неравенство (10.4) не выполняется, то следует вывод: гидропроводность пласта не изменена, качество технологии характеризуется показателем ОП, близким к единице. Если используются

преобразованные показатели In ОП, S паи л/s, то необходимо в критерии (10.4) заменить 1 на 0.

Для оценки качества технологии по группе из п скважин необходимо определить:

среднее значение и дисперсию воспроизводимости по результатам измерений в каждой >й скважине

. ш

оп; = — 2orV

т ! = i

531

1 т

°j = 1 (OYlv - OYlj)2'< (10.4a)

среднее значение дисперсии воспроизводимости

oL=-fo2}; 10.46)

2

среднее значение и дисперсию показателя ОП по объекту

п

ОП=-1ОП, (10.4в)

Я j=\

1 ш --------

я - 1j=1

о2 =1 ^ (ОП; - ОП, )2. (10.4г)

Проверить гипотезу о достоверности показателя ОП по объекту

?sob, 10.5)

у я °

где ? — значение критерия Стьюдента, зависящее от числа степеней свободы q-n-1.

Если неравенство (10.5) выполняется, то следует вывод, что количество п скважин достаточно для оценки качества технологии с точностью, не превышающей о^. Качество технологии следует оценить по f-критерию Стьюдента (10.4), где т заменить на п в соответствии с выводами (10.4). Если неравенство (10.5) не выполняется, то необходимо пополнить данные о показателе ОП путем исследования в других скважинах, вводя их по одной, пока не будет выполнено условие (10.5), или данные разбить по физическим и (или) геологическим признакам и оценку проводить для каждой группы скважин отдельно.

При планировании гидродинамических исследований необходимо:

продуктивный пласт разбить на однородные области по физическим и (или) геологическим признакам;

выбрать наиболее представительную однородную область, где наметить первичные исследования не менее чем в 3-х скважинах;

после обработки результатов оценить качество технологии.

532

10.3. КРИТЕРИИ СРАВНЕНИЯ КАЧЕСТВА ДВУХ ТЕХНОЛОГИЙ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

В данном разделе подразумевается распределение ОП по нормальному закону.

Для сравнения качества двух технологий в одной скважине, т.е. относительно данной точки пласта, необходимо:

определить средние значения Oii1 и ОП2, дисперсии of, a\ по т измерениям для каждой технологии;

проверить гипотезу о различии показателей по f-критерию Стьюдента:

pri1 -оп2

>t, 10.6)

°1 -°2

где t — значение критерия Стьюдента, зависящее от числа степеней свободы д-2(ш-1).

Если неравенство (10.6) выполняется, то следует вывод: для данной точки пласта технологии отличаются и качество той технологии выше, для которой значение ОП больше. Для сравнения качества двух технологий по данным исследований в двух группах скважин необходимо:

определить средние значения ОП1г ОП2 и дисперсии of, о\, o2mt, о\ы по формулам (10.4), (10.4а)-(10.4г);

достоверности показателей ОП1

ОП по критериям:

проверить гипотезу о 2

1 1 ? о ;

1ib' Л/Я1

~Т^ ~ °2Ь, ' 1Ю-?)

Л/Я2

где п1, щ — количество скважин с применением первой и второй технологии соответственно; t1 t2 определяются для степеней свободы q1-щ-1; q2-n2-1.

Если оба неравенства (10.7) или одно из них не выполняется, необходимо дополнить сведения о показателе ОП в груп-

m

533

пах (или одной из них) путем исследования в других скважинах, вводя их по одной, пока не будут выполнены условия (10.7), или разбить соответствующую группу (группы) скважин на подгруппы по физическим и (или) геологическим признакам и сравнение проводить для подгрупп скважин с одинаковыми физическими (геологическими) признаками. Если оба неравенства (10.7) выполнены, то проверить гипотезу о равенстве дисперсии of, а2 двух групп скважин по критерию Фишера

a\/a\<F, (10.8)

где предполагается, что о, > о2 и F определяется для степеней свободы qrj-nj-l; q2-n2-\.

Если неравенство (10.8) выполняется, то сравнить качество двух технологий необходимо по f-критерию Стьюдента

ОП! -ОП2

Д > t, 10.9)

где

я1я2(я1 + я2 -2)

(я1 + я2)[(я1-1)а? +(я2 -1)а2]

t определяется для числа степеней свободы дг1-л1 + л2-2.

Если неравенство (10.8) не выполняется, то в критерии (10.9) значения А. необходимо вычислять по формуле

Х =-----^------;

? ?

Я20! +Я1СГ2

при этом число степеней свободы q округляется до целого, если оно окажется дробным

? = (д1-1)(д2-1)(д2о? + д1о1)2|

д2а^(д2 - 1) + п1а\(щ - 1)

Если при оценках в разделах 10.2 и 10.3 используются

преобразованные показатели л/оП, ГЦ, In ОП, л/s, то для

рп

получения среднего значения исходного показателя ОП (или S) следует воспользоваться медианой выборки ОП, (или S,).

534

X

Для этого необходимо ОПг расположить в порядке возраста-

ния

ОП! < ОП2 < ... < ОП* < ... ОПЛ

и медианные значения определить следующим образом: М = OYlk+l1 где к = (п-1)/2, если п - нечетное,

и

М = (ОП* + ОГ\+1)/2, где к = п/2, если л

четное.

10.4. НЕКОТОРЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Индикаторная диаграмма (ИД) позволяет определить фактическую гидропроводность Е$ пласта, если график зависимости установившегося дебита q от установившейся депрессии р является линейным (рис. 10.1, прямая 1), т.е.

2л Я = ЕФ------Ар,

А

10.10)

где значение А вычисляется согласно (10.2).

Прямолинейная зависимость q от Ар на ИД может быть искажена по следующим причинам:

время отбора жидкости недостаточно продолжительно (см. рис. 10.1, кривая 2);

Рис 10 1 Зависимость установившегося дебита q от установившейся депрессии Аp

535

режим фильтрации турбулентный или жидкость обладает выраженными неньютоновскими свойствами, или имеет место влияние газового фактора (см. рис. 10.1, кривая 3).

Для исключения влияния или для учета вышеуказанных причин рекомендуется:

определять время отбора жидкости из условия

Г>^-(л + 1)18,

2,25Х

гАе X — пьезопроводность пласта, определяемая по нестационарным исследованиям в возмущающей или реагирующей скважине; п — заданное число смен установившихся режимов; 6 — допустимое значение относительной погрешности;

использовать первый прямолинейный участок 3' кривой 3 (см. рис. 10.1) для вязкой жидкости и второй прямолинейный участок кривой 3" кривой 3 (см. рис. 10.1) для вязкопластич-ной жидкости;

перестроить ИД в координатах q, H, если жидкость на-

Рк

сыщена газом; где АН = J1^Е>ф - функция Христиано-

рс hVK'M'hVK'

вича; 4(a), Сн(р), цн(р) - коэффициенты относительной фазовой проницаемости, объемного содержания и вязкости нефти соответственно; рс, рк — давление соответственно в скважине и на контуре питания.

Для обработки результатов исследования скважин на неустановившемся режиме фильтрации по КВД необходима следующая информация:

q — дебит скважины до остановки, м3/с;

у - плотность пластовой жидкости, кг/м3;

S0, SK — площадь соответственно поперечного сечения подъемных труб и затрубного пространства, м2;

р6(?), рн(/) — графики изменения давления соответственно на буфере и в затрубном пространстве, МПа;

Г — продолжительность работы скважины до остановки, с.

Обработка результатов заключается в преобразовании КВД в прямолинейный график:

Y = аХ + р, 10.11)

где X, Y — некоторые приведенные координаты.

Для уменьшения ошибки интерпретации рекомендуется проводить обработку двумя-тремя теоретически обоснован-

536

ными методами. Одним из них должен быть операционный метод, основанный на преобразовании Лапласа, согласно которому приведенные координаты вычисляют по формулам

X = 0,561 - ?0;

У= f°AP°[fo) , 10.12)

to4 ~ V(t0)

если до остановки скважина работала с постоянным дебитом q при установившемся режиме фильтрации. Здесь V(t0) -изображение по Лапласу функции накапливаемого в скважине объема жидкости после ее остановки,

V(ta) = ^[Др (L) - ApJU] + ^[ApJtJ - ApJt,)]; (10.13)

для насосных скважин

vv0)-±pM,

Y

где pc(f0), p6(f0), pK(f0) - изображения по Лапласу соответствующих функций; tQ = 0 - параметр преобразования Лапласа.

Пример обработки КВД операционным методом приведен ниже.

Интерпретация линейной зависимости (10.11) состоит в определении потенциальной гидропроводности объекта:

Еп = (4л a)-1,

которая совместно с фактической гидропроводностью Еф определяет искомый показатель качества

ОП = 4л а ?ф,

Если известна (из других источников) пьезопроводность объекта, то без использования ИД определяется показатель скин-эффект:

s = Р_ in I2'25*

2а V д2

*о

По данным ИД и КВД пьезопроводность объекта вычисляется по формуле

к>2 Х = ^ехр

2,25

? + 2a(i—Ц

537

Рис. 10.2. График зависимости Y от X

Рис. 10.3. График зависимости Y от X

Рис. 10.4. График зависимости Y отX

Если график зависимости Y-X в координатах (10.12) состоит из двух прямолинейных участков (рис. 10.2) с угловыми коэффициентами с1, а2 и отрезками В1 Въ отсекаемыми продолжениями прямых на оси ординат, то без дополнительной информации скин-эффект

S = 0,53^-^ + ln^|.

Гидропроводность в радиусе ПЗП Е1 = (4ЯС1)-1.

D П a2S

-К1 = лдехр----------.

«1 -<Х2

Гидропроводность удаленной зоны пласта

Еи = (4ла2)-\

Если график зависимости Y-X в координатах (10.12) имеет вид, изображенный на рис. 10.3, что характерно для трещиноватых и трещиновато-пористых пластов, то искомые параметры определяются по прямолинейному участку.

Если график зависимости Y—X в координатах (10.12) нелинейный (рис. 10.4), то возможны лишь качественные выводы:

вокруг скважины имеется весьма существенная по значению и степени загрязнения ПЗ (см. рис. 10.4, кривая 1);

на небольшом расстоянии от скважины имеет место сброс, выклинивание или область с пониженной проницаемостью (см. рис. 10.4, кривая 2).

Для обработки результатов исследования пласта, полученных с помощью пластоиспытателей на трубах, необходима следующая информация: у - плотность пластовой жидкости, кг/м3; S6 - площадь внутреннего сечения бурильных труб, м2; Т1 Т2 — продолжительность соответственно открытого и закрытого периодов, с; p1(t) — график забойного давления в открытый период, кривая притока (КП), МПа; p2(t) - график забойного давления в закрытый период, кривая восстановления давления, МПа.

При обработке результатов исследования пласта операционным методом приведенные координаты X и Y вычисляются по следующим формулам:

X = In 0,561 tQ;

539

Y= [f°PnA f"p2(fo)lY , (10.14)

s6p1(t0)(1-e-J1"<»)

гАе Рпл ~~ пластовое давление, МПа.

Для увеличения точности результатов исследования пласта рекомендуется выбирать продолжительность периода притока максимально возможной.

10.5. ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И ЗАКЛЮЧЕНИЯ О КАЧЕСТВЕ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ИЛИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

1. Объединение.

2. Месторождение.

3. Площадь.

4. Номер скважины.

5. Глубина скважины.

6. Интервал продуктивного пласта.

7. Интервал исследованного объекта.

8. Технология вскрытия: способ бурения, режим бурения, режим промывки,

тип промывочной жидкости, компонентный состав промывочной жидкости, промежуток времени от момента вскрытия объекта до начала исследования.

9. Технология освоения:

способ крепления продуктивный части пласта, способ перфорации, способ вывоза притока,

промежуток времени от момента вызова притока до начала исследования.

10. Методы гидродинамического исследования.

11. Результаты исследования: индикаторная диаграмма (ИД),

кривая восстановления давления (КНД) с исходной информацией (10.4).

12. Обработка результатов исследования: метод обработки,

график в преобразованных координатах.

13. Вычисленные показатели качества ОП и о2оп hahSh a2s.

540

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)