Контроль за разработкой нефтегазовых месторождений.

I Основные параметры фильтрации.

1.Проницаемость (фазовая и абсолютная) [Да, м²].

2.Подвижность - отношение проницаемой нефти к вязкости нефти: ί = k/µ [м²/Па∙с].

3.Гидропроводность - свойство пористой среды проводить жидкость. ξ = k∙h/µ [м³/Па∙с].

4.Пьезопроводность - свойство пористой среды передавать изменение давления флюида.

æ = k/(µ∙(mβ_ж+β_с)) [м²/с], где m-пористость

β_ж,с-сжимаемость жидкости и скелета.

5.Коэффициент продуктивности - количество жидкости, которое может быть добыто из скважины при создании депрессии давления на его забое.

K = Q/ΔP [м³/Па∙сут].

 

Цель контроля за разработкой:

1.Оценка эффективности принятой системами разработки в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению.

2.Получение информации необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по ее совершенствованию.

 

II Обязательный комплекс исследований.

1.Замер дебита и приемистость

Определяют на не обустроенных площадях при пробной эксплуатации при помощи мерника (мерная емкость).

V_зам = S∙h_взл , где h_взл - высота взлива за время замера

S - площадь поперечного сечения.

q_ж.о. = V_зам / t_зам ∙ 24, [м³/сут].

q_н = q_ж.о. ∙ ρ_л, [т/сут].

q_н.о. = (q_ж.о.(100 - B)/100)∙ ρ_л, [т/сут].

Приемистость измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленного на КНС.

 

2.Определение обводнености продукции.

Определяют по пробам из пробоотборников на выкидных линиях и затем с помощью лабораторных исследований.

 

3.Замер газового фактора.

G = Σq_г / Σq_н, [м³/т]

 

4.Замеры пластовых и забойных давлений в нефтегазовых пластах.

Пластовое давление - давление, под которым находятся жидкости и газы в продуктивных пластах, которые проявляются при вскрытии пластов в скважине.

P_пл.а. = ρ∙g∙h_п.

Абсолютное пластовое давление (P_пл.а.) - величина пластового давления соответствующая пьезометрической высоте жидкости.

Приведенное пластовое давление - это замеренное давление в скважине и пересчитанное на условно принятую плоскость.

Текущее (динамическое) пластовое давление - пластовое давление установившееся на какую-либо определенную дату в продуктивном пласте, находящемся в разработке.

Определение пластовых и забойных давлений:

1.по данным прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважины.

2.по данным измерения динамического уровня (эхолоты, уровнемеры, данные ГИС, динамограф “Микон”).

3.по данным измерения давления на устье скважины (для нагнетательных скважин).

 

 

5.Гидродинамические исследования.

1.Метод установившихся отборов.

Основан на изучении установившейся фильтрации жидкости путем замера дебита при приемистости скважины и соответствующих или забойного давления или депрессии.

2.Метод неустановившихся отборов.

а) Метод восстановления давления.

сущность метода состоит в определении скорости восстановления забойного давления во времени после остановки скважины.

ΔP = A + i∙lg t

i = tg α

tg α = (ΔP₂ - ΔP₁)/( lg t₂ - lg t₁).

б) Метод гидропрослушивания.

метод предусматривает создание гидродинамического импульса в скважине, именуемый возмущающим, посредствам ее пуска, остановке или резкого изменения режима работы и регистрацию этого импульса по изменению давления в другой скважине, именуемой реагирующей, с последующей интерпретацией полученных данных.

определяют:

- гидропроводность

- пьезопроводность

- характер неоднородности пласта

устанавливают наличие/отсутствие гидродинамической связи к пласту между забоями исследуемых скважин.

 

6.Геофизические исследования.

Решаемые задачи:

1) определение профиля притока и профиля поглощения.

2) определение интервалов обводнения, дебита и состава флюидов.

3) контроль ВНК, ГНК, ГВК.

4) определение текущего насыщения пластов.

5) контроль технического состояния эксплуатационной колонны.

6) определение гидродинамических параметров пласта.

 

7.Контроль температуры пластов в скважине.

Задачи температурных исследований:

1) контроль за температурой нагнетаемой в пласт воды.

2) наблюдение за изменение геотермических условий продуктивных горизонтов.

3) выделение работающих пластов в скважине.

4) контроль за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

 

8.Применение троссирующих индикаторов.

Метод меченного вещества позволяет судить о направлении и скорости движения закачиваемого флюида, определять гидродинамическую связь между отдельными пластами, получать сведения о степени промытости разных пластов.

Требования к индикаторам:

а) легко растворяться в наблюдаемой жидкости, нефти и воде, и не растворяется в других жидкостях насыщающих пласт.

б) сохранять свои физико-химические свойства.

в) должен быть безопасен для персонала и не представлять угрозу для загрязнения окружающей среды.

г) быть дешевым, простым в обращении, доступным для применения.

Используют:

- различные красители

- флюоризесцы

- роданистый аммоний