Определение проницаемости пласта Ю-1 Оленьего нефтяного месторождения по притокам на установившихся режимах Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ИЗВЕСТИЛ

ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ __ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА -им, С. М. КИРОВА__

Том 288 1976

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Ю 1 ОЛЕНЬЕГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ПРИТОКАМ НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Л. А. ПУХЛЯКОВ

¡(Подставлена ¡кафедрой горючих ископаемых)

В основу методики определения проницаемости пластов по притокам на установившихся режимах была взята формула перепада давлений при притоке в гидродинамически несовершенную скважину,

(О

где Рпл и Рз — пластовое и забойное давление в ати, <3пл — приток нефти в скважину, измеренный в пластовых условиях в смг\сек, — вязкость нефти в пластовых условиях в сантипуазах, К^ф — эффективная проницаемость пласта в дарси, п — число отверстий в фильтре (безразмерная величина), й йи йк — геометрические характеристики зоны влияния отверстий, зоны сужения потока за счет неполноты перфорации и зоны плоскорадиального потока соответственно в 1 /см.

Приток в пластовых условиях рассчитывается по формуле

<3пл=11,547(3™.Ь, (2)

где 11,547 — коэффициент, выражающий число смг/сек в м3/сут, пв — приток в скважину, измеренный в поверхностных условиях в мг(сут, и Ь — объемный коэффициент нефти, то есть отношение ее объема в пластовых условиях к объему в поверхностных (безразмерная величина всегда больше единицы).

Данные о притоках нефти в различные скважины при различных режимах приведены в табл. 1. Объемный коэффициент и другие физические свойства нефти Оленьего месторождения, полученные в результате исследования ее на УИПН-2М, приведены в табл. 2.

Геометрическая характеристика зоны влияния отверстий в разных условиях выражается по-разному. Прежде всего она зависит от наличия или отсутствия каналов при отверстиях. Определенным образом на нее влияет плотность перфорации.

Плотность перфорации учитывается через так называемый радиус влияния отверстий 5, который равен половине среднего расстояния между двумя соседними отверстиями. При высокой плотности перфорации, когда длина фильтра на одно отверстие не достигает 2,55 г, где г — радиус скважины перед спуском обсадной колонны в см, этот параметр рассчитывается по формуле

3 = 0,5 ]/2т:г-~ (3)

^ 00 сл

сд со

СО ОЧ

о

о о о

^ со ^

О м

о о о

го ю

О) СП СО СО сг> 05

Ьо ьо о\ а»

а> бо

ьо ю ю

— СО

СО

00 СО сэ О

— ю

СЛ ОТ

4^ _ ю

О О ьо О

О О о о

О о О. о

о оч 4^ ьо

СЛ — о сл

00 со

оо 00 ю о

о о о о

о о о о

о ос

ю ю ю

— о —

со 00 о

со V}

СГ1 ОТ • 4^ О ОЧ О

О ^ О) Ю -Ч СО

СП о о

О Ю

О О о

СО —

со

О 4^ Ю ООО ООО

о СД

сп о оо

о сл

-ч со N3

ьо о ю СО

оо 00 ю

о о О о

о о О о

ю

Оч СГ>

о

Ю ю

СЛ СЛ

^ ьо ю

ОТ О! сл

СЛ

СЛ ЩК)

00

ю о

О -00 Оч —

о

о 01

ю ю о о

го о

— ю

'О ю СО

о Ъ

со со Оч

о от со о

о ст> ю

о о о о

о о о

со —

От оо Оч

'О о со о

ю ьо сг>

о о о о

о о . о о

скважин

диаметры скважин, см

Интервал пласта, м

"О Г1

•е-н

. О О £ X) "О

23 О

& еа Я '-а

Число отверстий в колонне

Пластовое

давление,

ати

Диаметры штуцеров, мм

и СО

и

О г*

к о

Е

50 Я

Т

25 о

¡2

Депрессии на пласт, ати

№

О П

ш 12

* н о

3 ??

X

Время работы скважины на данном режиме, в часах

Время работы скважины на данном режиме, в сек.

Общее время испытания скважин?»! к концу данного режима в сек.

Таблица 2

Физические свойства нефти Оленьего нефтяного месторождения н данные о пористости пласта

Наименование параметров

Единицы измерения

Осредненные

результаты анализов

Давление ¡насыщения ати 100

Коэффициент сжимаемости 10"5 1/ат 15,37

Газосодержание, отнесенное ¡к единице объема м%/мъ 75,84

Газосодержание, отнесенное к единице веса мг/т 89,43

Объемный 'коэффициент 1 1,289

Ус ада а % 22,4

Плотность сепарированной ¡нефти т/см3 0,848

Плотность пластовой нефти т/см3 0,732

Плотность газа т/литр 1,286

Вязкость юераагазиршашой нефти, в Пластовы« сантищазы 0,64 условиях

Вязкость разгази.роза.нной нефти в поверхностных с антипуазы 5,79 условиях

Средний коэффициент растворимости газа см3/см5 . ат 0,758

Пористость пласта Ю-1 по скважине 123 доли единицы 0,187

Пористость пласта Ю-1 но скважине 125 доли единицы 0,161

Пористость пласта Ю-1 по скважине 129 доли единицы 0,195

где /г — длина перфорированной части ствола скважины в пределах данного продуктивного пласта в см, остальные обозначения прежние.

При низкой плотности перфорации, когда длина фильтра на одно отверстие превышает 2,55 г, радиус влияния отверстий рассчитывается по формуле

5 = 0,5 1/^1+0,96^ (4)

Радиусы всех рассматриваемых в настоящей статье скважин равны 9,5 см, отсюда величина 2,55 г равна 24,2 см. Наибольшая длина фильтра на одно отверстие 20,0 см (скважина 123). Таким образом, во всех рассматриваемых скважинах плотность перфорации высокая, и, следовательно, для расчета радиусов влияния отверстий следует пользоваться формулой (3). Для скважины 123 этот параметр выразится соотношением

0,5 6,283-9.5-1^=12,21 см (5)

Результаты определения данного параметра для других скважин приведены в табл. 3.

Геометрическая характеристика зоны влияния отверстий в случае отсутствия каналов при отверстиях (рыхлый пласт) и высокой плотности перфорации рассчитывается по формуле

°'!=Т—Г~4Г1пТ+Тб?~°'0117 ^ (в)

где X — радиус отверстия в см.

При тех же условиях (отсутствие каналов), но при низкой плотности перфорации этот параметр рассчитывается по формуле гп _ 1 0,14362 1 2г 1 г2 г*

и 3_ Г" "4Г1пХ~ 2з*" 853-3285 (7)

В случае наличия каналов при отверстиях (прочный пласт) и высо-78

кой плотности перфорации геометрическая характеристика зоны влияния отверстий рассчитывается по формуле

У Ш (у+8)Х г+у Л+у (г+у)2 >

где у — глубина (длина) каналов при отверстиях в см за пределами цементного кольца и Я — средний радиус этих каналов также в см.

В случае низкой плотности перфорации и тех же прочих условиях (наличие каналов при отверстиях) геометрическая характеристика зоны влияния отверстий рассчитывается по формуле

у 1п (у+2г)Л г+у1п Л+У ' (г+У)2 1 У Ш(у+2в)2г

В рассматриваемом случае плотность перфорации во всех скважинах зысокая (см. выше), пласт прочный, способ перфорации кумулятивный, перфоратор ПК-80, поэтому в качестве расчетной формулы принимается формула (8).

Величины двух из употребляющихся в формуле (8) параметров (радиус скважины и радиус влияния отверстий) приведены выше. Для обоснования глубин каналов и средних радиусов их вспомним, что перфоратор ПК-80 создает каналы глубиной до 5 см и начальным радиусом до 0,5 см [1]. Однако большая часть канала (около 3 см) приходится на металл колонны и цементное кольцо. Таким образом, расчетная длина канала может быть принята равной 2 см. Канал при отверстии в колонне по мере удаления от его начала, как известно, сужается почти конически. Поэтому для той части его, которая приходится на породу, средний радиус можно принять равным 0,2 см. Подставляя эти величины в формулу (8), получаем

-1-1 п (2+0,2)-12,21 0,25__ , 12,21+2 0,062512,21-—0,2) .

2 (2+12,21) - 6,2 " 9,5+2 0,2+2 ; (9,5+2,0)2

= 1,1231—0,0406+0,0057= 1,0882 1/см.

Для скважины 125-й этот параметр оказался равным 1,0569 1 ¡см и для скважины 129-й— 1,0753 1 ¡см (табл. 3).

Геометрическая характеристика зоны сужения потока за счет неполноты перфорации О?, также имеет разное выражение при различном характере неполноты. Оно зависит прежде всего от количества компонент неполноты. Поэтому рассмотрение данного вопроса необходимо начать с определения компоненты неполноты перфорации.

Под компонентой неполноты перфорации скважины понимается либо половина непроперфорированного участка, если данный участок не примыкает ни к подошве, ни к кровле его, либо полная длина его, если он примыкает к кровле или к подошве пласта. При этом принимаются во внимание лишь те компоненты, которые превосходят радиус влияния фильтра х0, выражаемый соотношением

= (П)

Компонента неполноты называется первой и обозначается через бь если она превосходит все остальные и встречается только один раз. Первая компонента всегда соответствует непроперфорированному участку, примыкающему либо к кровле, либо к подошве пласта.

Компонента неполноты называется второй и обозначается через б2> если она повторяется два раза. Например, скважина имеет один не-проперфорированный участок, не примыкающий ни к кровле, ни к по-

дощве пласта. Согласно данному выше определению, на этом участке выделяется две компоненты неполноты, каждая из которых равна половине длины его. Второй пример — скважина имеет два непроперфори-рованных участка, один из которых примыкает к кровле пласта, второй—к подошве. Каждый из них соответствует компоненте неполноты. Меньшая из этих компонент повторяется в большей, следовательно, она является второй и обозначается через 62. Большая компонента неполноты в подобных случаях называется первой и обозначается через бь Скважины с двухкомпонентной неполнотой перфорации могут иметь, а могут и не иметь первую компоненту неполноты.

Компонента неполноты перфорации называется третьей и обозначается через 63, если она повторяется три раза. При трехкомпонентной неполноте перфорации в пределах пласта бывает два непроперфориро-ванных участка, один из которых примыкает либо к кровле, либо к подошве пласта, а второй располагается где-то посредине. Первая и вторая компоненты неполноты в такого рода скважинах могут присутствовать, а могут и отсутствовать.

Компонента неполноты перфорации называется четвертой и обозначается через б4, если она повторяется четыре раза. Здесь возможны два случая. Первый: скважина имеет три непроперфорированных участка, два из которых примыкают к подошве и кровле пласта, а третий располагается где-то посредине. Второй случай: скважина имеет два непроперфорированных участка, располагающихся где-то посредине пласта. Первая, вторая и третья компоненты неполноты в скважинах с .четы-рехкомпонентной неполнотой перфорации могут присутствовать, а могут и отсутствовать.

Из рассматриваемых скважин две (125-я и 129-я) обладают двухкомпонентной неполнотой перфорации, а третья, скважина 1.23-я •— че-тырехкомпонентной. Скважины с числом компонент неполноты перфорации более четырех в пределах Оленьего нефтяного месторождения не встречаются и потому в пределах настоящей статьи не рассматриваются.

При однокомпонентной неполноте перфорации геометрическая характеристика зоны сужения потока рассчитывается по формуле

, п (Ь+х0)б1

(12)

где 1г — длина интервала перфорации скважины в см, п — число отверстий в колонне (безразмерная величина) и 61 — первая (а в данном случае единственная) компонента неполноты перфорации в см.

При двухкомпонентной неполноте перфорации скважин, когда обе компоненты б2 равны между собой, геометрическая характеристика зоны сужения потока рассчитывается по формуле

Ь 111 {11+252)х0 У16)

При аналогичных условиях (двухкомпонентная неполнота), но в случае, если одна из компонент неполноты превосходит другую

х0<б2<бь (14)

геометрическая характеристика зоны сужения потока рассчитывается по формуле

Г И-1 р п | п т 411 + 262)61

.. О5)

где О ¿'рассчитывается по формуле (13).

При трехкомпонентной неполноте перфорации скважин возможны три случая. Первый случай — все компоненты неполноты равны между

собой, или иначе в расчете участвуют только третьи компоненты б3. Формула для определения геометрической характеристики зоны сужения потока имеет вид

с'" = . (16)

Второй случай. Одна компонента превышает две других. Соотношение между компонентами имеет вид

х0<б3<бь (17)

Геометрическая характеристика зоны сужения потока выражается формулой

спм=сш+ п. (18)

.гдеС1и— выражается соотношением (16).

Третий случай. Две компоненты превышают третью, или иначе

Х0<83<62. (19)

Геометрическая характеристика зоны сужения потока выражается формулой

О»'"" СИ" + 1П+У5Й-Я-, (20)

О о 1 И + оз (11+0З+202)03 4 7

где - определяется из формулы (16).

При четырехкомпонентной неполноте перфорации скважин возможны следующие семь случаев. Случай первый — все компоненты равны между собой, или иначе в расчете участвуют только четвертые компоненты Формула для определения геометрической характеристики зоны сужения потока здесь имеет вид

г IV п 1 (Ь+4Х0)64 /9П

Второй случай. Одна компонента имеет меньшую по сравнению с остальными длину, а три других равны между собой. Это значит, что в расчете принимают участие только четвертые и третьи компоненты

х0<б4<б3. (22)

Геометрическая характеристика зоны сужения потока здесь выражается формулой

Гт 1У-ш_.Гт1\- ! , <Ь+4б4)ба_

л в г п+а4 ш (11+64+363)64* \16)

где — определяется из соотношения (21).

Третий случай. Две компоненты имеют одну длину, а две — другую. Иначе, здесь присутствуют компоненты четвертая и вторая

х0<64<62, (24)

и отсутствуют компоненты первая и третья. Геометрическая характеристика зоны сужения потока здесь выражается формулой

гЛУ-И__. Гт1 V __(п+4б4)52

о ! 11+264 (11+264+262)64'

где 0?у определяется из соотношения (21).

Четвертый случай. Три компоненты равны между собой к уступают по длине четвертой, пли иначе в расчете участвуют первая и четвертая компоненты

X<J<64<61, (26)

81

и отсутствуют вторая и третья. Геометрическая характеристика зоны сужения потока здесь может быть выражена формулой

г iv-1 г iv i n i (h+464 ) 6i В - в + "h+367 '" (h+3S4+6,)ó4' '(27)

где 0&1Урассчитывается по формуле (21).

Пятый случай. Две меньших компоненты имеют разную длину, а две больших — одинаковую. В расчете участвуют четвертая, третья и вторая компоненты

Хо<б4<бз<б2, (28)

отсутствует первая. Формула геометрической характеристики зоны сужения потока в этом случае имеет вид

г; iv-ш-п^г-; iv-ni _¡__п i» (М-6И-З63)б2 /om

О 1 h+64+бз n (11+64+63+262)63' v^y)

где G*v~inопределяется по формулам (21) и (23).

Случай шестой. Наименьшая и наибольшая компоненты непарные, компоненты промежуточной длины парные, иначе в расчете участвуют четвертая, третья и первая компоненты

х0<64<6з<6ь (30)

вторая компонента отсутствует. Формула геометрической характеристики зоны сужения потока здесь имеет следующий вид

Р [V-III-I_ . .^IV-III ] П f Íil+j54-r3_63[6i_

U " u8 r h+64+263 ^№+64+263+63)63 > \ói)

где Giv-iii определяется из соотношений (21) и (23). б

Случай седьмой — наиболее вероятный. Две наименьших компоненты парные (одинаковые по длине), наибольшие непарные (неодинаковые по длине), иначе в расчете участвуют компоненты четвертая, вторая и первая

х0<6<<62<6ь (32)

отсутствует третья. Геометрическая характеристика зоны сужения потока в таком случае определяется соотношением

Giv-ii-i IV-П . _н J^W^L

"о " ч-5 ! h+254+Ó2 (h+264+62 + 61 )Óo' \м)

где Glv рассчитывается по формулам (21) и (25).

Неполнота перфорации скважины 123 четырехкомпонентная, наименьшая компонента непарная, ее длина 100 см. Она повторяется во всех остальных, отсюда ее можно считать четвертой 64. Следующая компонента парная, ее длина 300 см. Кроме того, она повторяется в наибольшей. Таким образом она является третьей 63. Наибольшая компонента неполноты перфорации имеет длину 1800 см. Она повторяется только в самой себе, то есть один раз и потому считается первой 6ь Это соотношение между компонентами соответствует случаю шестому и формулам (21), (23) и (31).

Подставляя в формулу (21) приведенные выше величины, а также радиус влияния фильтра, который в данном случае в соответствии с формулой (11) выражается соотношением

Хо=9,5+2,0+17,3=28,8 см, (34)

получаем

Г IV 120 , (1200+4-23,7)-100 _П199Я w /огч

G о ^1200"ln 71200+4 -100) .23,7" l'CM- W

Производя аналогичные подстановки в формулу (23), получаем

• 0,1228 +

120

г 1п

{1200+4 • 100) ♦ 300

200+100 (1200+100+3-300) -100 = 0,1228+0,0720—0,1948 {/см. ■ (36)

Наконец, подставляя соответствующие данные-в формулу (31), полу-

чаем

С1У-Ш-Г:;,;т0;1948

о

120

■1П

(1200 + 100+3.300)-1800

1 1200+100+600 (1200+1004-2■ 300+1800) ■ 300 = 0,1943+0,0804 — 0,2752 1/см.

Кепслпота перфорации сква:к:л-; поненты неполноты в обоих слу*-ческая характеристика зоны суж^ I 1 ч (15^ _

(37)

7 тт £

а для

' • а, Г : г- т

ч т<1 ентная, ком-пС к _> м, геометри-

т до чъ на рассчиты-

;т г араметр ока-~> Ч-м (табл. 3). го потека в

ППИ ЛТСУТ-

{38\

Л Л ...„ О г>

-ч --

п г^аста и г — время рабс1ь '

*г однако, ( ^

^^ л г.рамет] 1

ЭТИМ [ ^ " с ОТСЯ 01 л

ТТ

Г , )

''401

к2- >?

где V — объем нефти или другой жидкости, отобранной из

н а пе р в о м р е ж и м е в

смъ (для скважины 123 эта величи

л

а

■I 1 а

9 474 000 см3), т— пористость пласта в долях единицы (для 123 эта величина равна 0,187), о; — коэффициент сжимаемост или другой жидкости в 1/ат (для нефти Оленьего месторожд величина равна 15,37.Ю-5 1/ат), Н — мощность пласта в см (г риваемом случае эта величина равна 3700 см) и Р — депрс пласт на границе зоны влияния отверстий, определяемая по

р-<р—р')-сЙШ®Г-

Определение это ведется методом постепенных приближений. Рассмотрим это на примере первого режима скважины 123. Примем в первом приближении радиус влияния скважины равным 4000 см. Тогда ге-

83

(42)

б*

ометрическая характеристика зоны плоскорадиального потока в соответствии с формулой (39) выразится соотношением

^ 120 , 4000 Л А0~0 ., ,Лпх

1п -г™- =0,0258 1/ см. (43)

3700 111 1800

Депрессия на пласт на внешней границе зоны влияния отверстий при этих условиях в соответствии с формулой (42) выразится соотношением

Р^29'2ЧЖЩЮ)25Г =6'3268 <44>

В соответствии с этим по формуле (41) получаем

___2^474000_2 2

4 3,1416-0,187-15,37* 10~5-3700-6,3268 с ж ,

откуда радиус влияния скважины во втором приближении оказывается равным 2980 м.

Геометрическая характеристика зоны плоскорадиального потока во втором приближении оказалась равной 0,0163 1 /см, депрессия на внешней границе зоны влияния отверстий — 6,16931 ати.

Аналогичным образом в третьем приближении получаем: радиус влияния скважины 3032 см, геометрическая характеристика зоны плоскорадиального потока 0,0169 1 ¡см и депрессия на внешней границе зоны влияния отверстий 6,17932 ати.

В четвертом приближении радиус влияния скважины оказывается равным 3030 см, остальные характеристики остаются такими же, как и в третьем приближении. Поэтому принимаем их в качестве окончательных (табл. 3).

Для определения радиуса влияния скважины на втором и последующих режимах можно воспользоваться формулой (40), для чего первоначально в нее подставляются данные, относящиеся к первому режиму (радиус влияния скважины 3030 см и время работы скважины 50400 сек). В итоге получаем пьезопроводность пласта, которая оказалась равной 80,96 см2/сек.

Далее в ту же формулу (40) подставляем полученную пьезопроводность и суммарное время истечения жидкости из скважины к концу работы на данном режиме. Время это для второго режима выражается соотношением

¿2 = 50400+133200 = 183600 сек, (46)

для третьего режима

¿з=50400+133200+75600 = 259200 сек. (47)

Для четвертого режима это время оказалось равным 349200 сек.

В соответствии с этим радиус влияния скважины для второго режима выразился соотношением

Н = у 2,25-80,96-183600 = 5783 см. (48)

Для третьего режима этот параметр оказался равным 6871 см и для четвертого — 7976 см (табл. 3).

Геометрические характеристики зоны плоскорадиального потока оказались следующими: для второго режима 0,0379 1/см, для третьего— 0,0434 1 ¡см и для четвертого — 0,0483 1 ¡см (табл. 3).

Подставляя полученные величины в формулу (1) и произведя соответствующие преобразования, находим эффективную проницаемость пласта при работе скважины на первом режиме

187,979-0,64 . (1,0882 + 0,2752 + 0,0169) -0,007534 дарси, (4-9)

6,2832-120-29,2 •1ли 7,534 миллидарси. 84

Результаты определения эффективной проницаемости пласта Ю-1 по скважинам 123, 125 и

Таблица 3 129 Оленьего нефтяного месторождения

х я

к

то

ш *

и %

%

оз н о то 1=3

п

►о •н о о

X

3

о 2-

то

си си

н

.п ш

н

я о

•в« о

пч я и

X „

гп и <и

то я

н о

к а

х «

*=з

и к

£ ь

я а

н &

^ 03

Си О 3

о?

я « ^

к Г*

ч ^

а .

то

<-> о. н

Я' Д

Ч

ТО Я См •в'

Компоненты неполноты перфорации

* * ч

^

«г к

то л

си н

о » о

ь • си

ш * Ь

к то н Си <и со

н 3

си ^ со

2 о.

~ <и

со

о -

Н X

и к

то я

« со „со

я с-

^ ВЗ О и

о

£ ^

С я Й О

я

н о О И

5

я

*

а

о о н О

я

%

V

си

со

* 3

О Ч

ю ^

си^ с «

То

Я £

л я

и я ^^

я аз

3 я

то ^ Си и

Геометрические характеристики

, О.*

Я ^ 5

С! СО -—

СО Ь ~

о

о? »я

л я

о я н со « и

» ^

■ §*

и «

з 5 та

5 5 «

О V о

СО « Н

5 О

та £ 5 о ч

О- С г""н

О и -^ о ТО

со о Я Ж

Я 1

О. 1> н н

V X ^

я 5 Г*

о

4) та и X

2 и 5 я

и

а я ° £

а> са

о

я со

^ та си 5 н

л, я о

^ си Ч Ф с с

123 30,833 10,0 12,21 23,7 1800 300 100 2,6 187,979 9474 3030 1,0882 0,2752 0,0169 1,3803 7,543

4,2 471,440 5783 0,0379 1,4013 9,803

6,0 719,095 6871 0,0434 1,4068 11,434

8,2 845,906 7976 0,0483 1,4117 11,200

среднее значение 9,995

125 12,50 4,1667 7,885 19,4 1600 1400 — _ 4 496,802 39347 4257 1,0569 0,7913 0,0783 1,9265 9,847

6 939,896 5292 0,0957 1,9439 10,976

8 1148,76 5595 0,1001 1,9483 11,431

6 932,436 6288 0,1095 1,9577 10,330

среднее значение 10,646

Ш 41,667 6,6667 9,974 21,5 4000 200 — — 4 745,949 187979 9571 1,0753 0,4755 0,0209 1,5717 36,057

6 1402,38 12100 0,0266 1,5774 53,649

8 2148,33 13680 0,0295 1,5803 53,664

4 814,576 15475 0,0325 1,5833 52,632

со СП

среднее значение

49,000

Для других режимов этот параметр оказался равным 9,803, 11,434 и 11,200 миллидарси. Среднее значение для четырех режимов оказалось ••равным .9,995 миллидарси (табл. 3). Для скважины 125 среднее значение эффективной проницаемости равно 10,646 миллидарси и для скважины 129 — 49,0 миллидарси (табл. 3 и 4).

Т а б л и ц а 4

; Сокоставление результатов определения эффективной проницаемости. по притокам 'ш установивпшхея решшах с результатами определения этого

параметра п-о кернам

№№ скважин Э ф ф ек т и в к ы е про н и - цаемости пластов, определенные по притокам на установившихся режимах, миллидарси Средние проницаемости Пластов, с преде;) енные по кернам, по данным Г. Н. Во-лощу к а, миллидарси Коэффициент несходимости

123 9,995 6,5 1,538

125 10,6 32,0 0,331

129 .... 49,0 60,0 0,817

Среднее значение

0,746

Возникает вопрос, насколько полученные данные соответствуют тем проницаемостям, которые получаются при определении этого параметра по кернам. Согласно устному сообщению Г. И. Вол с щук а, средние проницаемости рассматриваемого пласта при определении их по кернам оказались следующими: по скважине 123 — 6,5 миллидарси,•• по скважине 125 — 32,0 миллидарси и по скважине 129 — 60 миллидарси (табл. 4).

Для сопоставления рассматриваемых данных предлагается воспользоваться 'коэффициентом несходимости, под которым понимается отношение проницаемости, определяемой по притокам в скважину, к проницаемости, определяемой по кернам. Коэффициент этот, как показано в табл. 4, отклоняется то в ту, то в другую сторону от единицы и порой в значительной степени. Однако среднее значение данного коэффициента для всех рассматриваемых скважин, которое в данном случае Представляет собой корень кубический из произведения трех исходных значений его, равно 0,746, что довольно близко к единице. : Интересна и1 такая деталь. При определении по керну наибольшее значение проницаемости (60 миллидарси) оказалось в скважие 1-29. В этой же скважине она оказалась наибольшей (49 миллидарси) и при определении по притокам на установившихся режимах. Таким образом, ¡мы имеем право ^говорить, что проницаемости, полученные по притокам •¡нефти на установившихся режимах, достаточно близки к тем, которые получаются при определении -рассматриваемого параметра по кернам.

Из таблицы 3 видно, что в большинстве случаев' с увеличением радиуса влияния скважин проницаемость пласта также увеличивается. Причина этого явления заключается, видимо, в том, что эффективная Проницаемость ; представляет собой нечто среднее между проницаемостью заглинизировашюй в процессе вскрытия пласта призабойной зоны и проницаемостью удаленной от скважины незаглинизированной зоны. И чем больше в этой сумме доля незаглинизированных участков, тем больше эффективная проницаемость. -

Исходя из сказанного, для определения проницаемости незаглини--зированных зон предлагается пользоваться формулой ^ : _ К'ЕО'

5 : Лиз—2077320?--{р{))

где к' к ЕС' ■— эффективная проницаемость и сумма геометрических характеристик при режиме с меньшим радиусом влияния скважины, а к" к 2 (У — эффективная проницаемость и сумма геометрических характеристик при режиме с большим радиусом влияния скважины. ■

Следует однако отметить, что для определения проницаемости незаглинизироваиных зон брать данные непосредственно из таблицы 3 нецелесообразно. Это связано прежде всего с тем, что каждая скважина ис-пытызается, как п-равило, не на двух, а на трех, четырех и большем количестве режимов, благодаря чему получается не две эффективных проницаемости, а гораздо больше. Формула (50) приспособлена для двух из них.

При гидродинамических методах исследования в подобных ситуациях большое количество данных сводится к меньшему либо графическим построением, либо путем нахождения средних. В рассматриваемом случае, когда количество эффективных проницаемостей и сумм геометрических характеристик равно четырем, целесообразно найти средние арифметические по двум первым и двум последним замерам каждой скважины.

По скважине 123 средняя эффективная проницаемость по двум первым режимам оказалась равной 8,673 миллидарси, а соответствующая ей средняя сумма геометрических характеристик 1,3908 1/см. По двум последним режимам эти параметры оказались равными 11,317 миллидарси и 1,40925 1 /см соответственно. В итоге расчет проницаемости незаглинизироваиных зон по этой скважине в соответствии с формулой (50) принимает вид

ь = 11,317-1,40925—8,673• 1,3908 _ ЛЯЗ 1,40925—1,3908

' ='о1Ш5 ^210>6 мшлидарси. (51)

Продолжая расчет аналогичным образом, находим, что в скважине 125 проницаемость равна 61,7 миллидарси, а в скважине 129 — 1854 миллидарси (таблица 5).

Чтобы учесть, насколько изменилась проницаемость по мере перехода от незаглинизироваиных удаленных от забоя зон к призабойным за-глинизированным зонам, предлагается ввести термин коэффициент глинизации, под которым понимается отношение этих проницаемостей. В пределах рассматриваемых скважин этот коэффициент изменяется в очень широких пределах от 37,8 до 5,8, но нетрудно видеть, что он увеличивается с увеличением эффективной проницаемости. Из этого следует, что глинизация пластов в какой-то степени зависит от проницаемости. Это и естественно, ибо глинистый раствор в более широкие поры должен проникать с большей легкостью. 1 !

Существует мнение, согласно которому глинистый раствор в поры пласта не проникает, или проникает не более чем на 2—3 см (вариант 2—3 мм), и коллекторские свойства пласта за счет этого якобы не ухудшаются. В крайнем случае сторонники этой теории признают проникновение в пласт фильтрата, то есть воды, выделяющейся из глинистого раствора.

В качестве возражения против такого мнения можно привести следующий факт. При укрощении одного крупного газового фонтана на реке Пур по соседству с фонтанирующей скважиной была заложена вторая, через которую первоначально закачали 35 тыс. мг воды, однако эффекта это не дало. Когда же в нее стали закачивать глинистый раствор, то 400 м3 этого раствора оказалось достаточно, чтобы заглинизовать пласт к прекратить фонтанирование аварийной скважины. Таким обра-

Таблица 5

Расчет проницаемости пласта Ю-1 в незаглинизнрованных частях по скважинам 123, 125 и 129 Оленьего месторождения

№№ скважин ЕС к' тп к" к'ЕС к "10"—к'ВД' Ш—ГС' Прониц. незаглинизированных зон Коэффициент глинизации

123 1,3908 8,673 1,4093 11,317 12,0624 15,9485 3,8861 0,01845 210,6 21,1

125 1,9352 10,412 1,9530 10,881 20,1493 21,2506 1,1013 0,0178 61,7 5,8

129 1,57455 44,853 1,5818 53,148 70, 6233 84,0695 13,4462 0,00725 1854 37,8

зом, при достаточно низких давлениях глинистый раствор довольно интенсивно заполняет крупные поры, которые обусловливают проницаемость пласта и, следовательно, делает его непроницаемым. При высоких пластовых давлениях проникновение раствора в пласт идет менее интенсивно, но и это приводит к некоторому ухудшению проницаемости пласта в призабойной зоне.

Именно в связи с глинизацией пластов в процессе их вскрытия введено понятие «скин-эффект», которое в какой-то мере соответствует употребляемому в настоящей статье понятию «коэффициент глинизации».

Излагаемая методика определения эффективной проницаемости пластов по притокам на установившихся режимах не единственная. Аналогичная методика изложена Н. М. Базловым, которая рекомендует определять дополнительные сопротивления в зоне влияния отверстий и зоне сужения потока посредством графиков В. И. Щурова [5]. Недостатком этих графиков является то, что они пригодны только для ручной обработки данных о притоках нефти в скважины. Для использования этих графиков при машинной обработке данных о притоках в скважины их необходимо предварительно переводить в табличную форму, а это связано с такими затратами ручного труда, что машинная обработка данных о притоках не оправдывается. Проведение аналогичных расчетов по формулам, приведенным в настоящей статье, позволяет использовать для них электронно-счетные машины.

Второй недостаток графиков В. И. Щурова заключается в том, что составлены они исходя из возможности лишь однокомпонентной неполноты перфорации скважин. Во всяком случае данные, получаемые из графиков, предназначенных для определения коэффициента С2, соответствуют таким значениям геометрической характеристики зоны сужения потока, которые получаются из формулы (12). Практика показала, что скважины с числом компонент неполноты перфорации более одной встречаются довольно часто.

Это и послужило причиной того, что изложенная выше обработка данных о притоках в скважины 123, 125 и 129 Оленьего месторождения была выполнена не по той методике, которую излагают М. Н. Базлов и др. авторы, а в соответствии с разработками, сделанными в работах [2, 3, 4).

ЛИТЕРАТУРА

1. Е. М. Вице ни. Кумулятивные перфораторы, применяемые в нефтяных и газовых скважинах. Изд-во «¡Недра», 1971.

2. Л. А. Пухляков, М. В. Самойлова. К вопросу притока -нефти в гидродинамически несовершенную скважину. Известия. ТОЙ, т. 196, 1969.

3. Л. А. (Пухляков. Вывод формулы ¡притока ¡в гидродинамически несовершенную скважину, ¡Известия ТОЙ, т. 201, 1972.

4. Л. А. Оухляков. Методика определения ■проницаемости пластов в неза-гли-низированкых зонах п-о результатам исследования скважин на установившихся режимах. Информационный листок № 100-74 Томского ЦНТИ, 1974.

5. Б. С. Че р н о в, М. Н. Б а з л о в, А. И. Ж у к о в. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Гостоптехиздат, 1960.