Выбор модели распределения плотности в скважине («См»)

Регулярные гидродинамические исследования в эксплуатационных скважинах позволяют проследить изменения во времени значений продуктивности и скин-фактора. В фонтанирующих скважинах эту информацию получают по данным установившихся отборов и КВД.

Однако в большинстве эксплуатационных скважин добыча осуществляется механизированным способом. В такой ситуации конструкция скважины не позволяет опустить прибор (манометр) на забой, и единственными параметрами, регистрируемыми при гидродинамических исследованиях, являются дебит и положения (то есть расстояния по вертикали от устья) до динамического и статического уровня жидкости в скважине.

Известно, что распределение плотности жидкости по стволу скважины весьма нестабильно, и погрешности при расчёте депрессии, а, следовательно, и коэффициента продуктивности, по разнице динамического и статического уровня могут достигать 50%, если использовать в расчётах среднюю плотность пластового флюида.

Рассмотрим метод повышения точности расчёта забойного давления, а как следствие – депрессии и фактического коэффициента продуктивности, в скважине в условиях, когда выполняются только замеры уровней без спуска манометра на забой.

Прежде чем приступить к расчёту забойного давления в скважинах, рассмотрим распределения плотности жидкости по стволу тех скважин, где проводились интервальные замеры по всему стволу скважины до забоя. Назовем эти скважины тестовыми скважинами в отличие от тех, названных нами рядовыми скважинами, в которых интервальные замеры отсутствуют. Метод интервальных замеров заключается в спуске или подъёме манометра с остановкой на фиксированных глубинах. В системе «ГДИ-эффект» обработка интервальных замеров состоит из следующих этапов:

Просмотр, редактирование и разметка исходных кривых.

Если отсутствует непрерывная регистрация глубин при движении манометра, то указываются только отметки глубин на остановках прибора. По этим отметкам рассчитывается непрерывная колонка глубин во всём интервале спуска или подъёма манометра.

Построение кривой изменения давления с глубиной.

Расчёт и построение кривой изменения плотности флюида с глубиной.

Определение глубины положения уровня (газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела), разгазирования (давления насыщения).

На рис. 5.2 приведены результаты обработки интервальных замеров в нескольких скважинам, в которых были определены изменения по стволу плотности жидкости.

Поскольку в использованных скважинах манометр опускался до забоя, то замер забойного или пластового давления выполнен прямым методом, и нет необходимости рассчитывать его по положению уровня. Эти тестовые скважины мы используем для настройки модели распределения плотности жидкости в скважине, чтобы затем применить эту модель для расчёта давления в рядовых скважинах, где нет возможности спустить манометр до забоя.

Из примера на рис. 5.2 можно заключить, что обычно верхние 200-400 метров (при давлении меньше давления насыщения Pнас) динамического столба жидкости представляет собой газонефтяную смесь (пену) со средней плотностью г/см³. Ниже по динамическому столбу (при давлении больше давления насыщения Pнас) средняя плотность нефти г/см³соответствует плотности нефти в пластовых условиях (с растворённым газом). В обводнённых скважинах наблюдается водонефтяной раздел (ВНР), ниже которого средняя плотность соответствует пластовой воде г/см³. Существенной зависимости плотности от температуры по этим данным не наблюдается.

На рис. 5.3 приведена обобщённая модель динамического столба (масштаб по глубине условный). В этой модели закон распределения плотности при давлении меньше давления насыщения полагается линейным, и распределение плотности для каждой фазы флюида представлено средним значением. Зависимостью плотности от температуры можно пренебречь. Поскольку плотность газа мала по сравнению с жидкими фазами, полагаем .

Рис. 5.2. Распределение плотности и фаз флюида по стволу скважин

Рис. 5.3. Модель динамического столба флюидов в скважине

В статическом столбе (рис. 5.2) средняя плотность нефти составляет г/см³, что соответствует плотности нефти в поверхностных условиях (после дегазации). Соответствующая обобщённая модель статического столба приведена на рис. 5.4. Замер статического уровня выполнялся с открытым устьем, то есть .