Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Диагностирование релаксационный характеристик продукции систем
1.1. Оценка релаксащюнных свойств газированных жидкостей по кривым восстановления давления... 15
1.2. Диагностирование неоднородности пластовых систем по кривым восстановления забойного давления 28
1.3. Выбор забойного давления с учетов хазовой проницаемости нефти 51
1.4. Исследование влияния воды на релаксационные свойства газонефтяных смесей 59
Глава II. Исследование шашки работы давлении
2.1. Определение пластового давления по начальному участку кривых восстановления давления методом группового учета аргументов. 68
2.2 Определение характерных участков процессов гоилъттации 80
2.3. Методика определения изменения характерных участков КВД в процессе разработки месторожденпя 84
2.4. Исследование влияния обводненности нефтяных скважин на фильтрацию газожидкостной смеси 88
Выводи и рекомендации 105
Литература 107
Приложение, 113
- Диагностирование неоднородности пластовых систем по кривым восстановления забойного давления
- Исследование влияния воды на релаксационные свойства газонефтяных смесей
- Определение характерных участков процессов гоилъттации
- Исследование влияния обводненности нефтяных скважин на фильтрацию газожидкостной смеси
Введение к работе
Дальнейшее развитие нефтяной и газовой промышленности страны, предусмотренное решениями Х1УІ съезда КПСС, связано с разработкой, и внедрением высокоэффективных технологических схем и процессов, обеспечивающих как улучшение показателей эксплуатации скважин, так и повышение нефтеотдачи пластов/I/ . Особенную важность приобретает дальнейшее совершенствование систем разработки месторождений и эксплуатации скважин морских нефтегазоносных районов.
Актуалъность темы.
Особые условия разработки месторождений, расположенных в труднодоступных, отдаленных регионах страны и в шельфових зонах акваторий морей и океанов, такие, как климатические, трудности, связанные с применением сложных крупногабаритных технических средств и др., предопределяют характер новых разработок для внедрения. В связи с этим в настоящее время является актуальной задача создания методов диагностирования и регулирования основных параметров эксплуатации нефтяных сквашга. достоверное и своевременное диагностирование таких параметров, как забойное и пластовое давление, давление насыщения, коэффициент растворимости газа в нефти, позволяет определять и поддерживать оптимальный режим работы скважин и пластов /2/ .
При этом на производительность скважин и нефтеотдачу пласта значительное влияние оказывают, как это было установлено исследованиями последних лет, свойства газожидкостной смеси в приза-бойной зоне пласта. Б частности доказано, что газожидкостные смеси в пористой среде в целом ряде случаев характеризуются релаксационныш свойствами, что существенно влияет на их фильтрацию в поровых каналах и, как результат, на производительность скважин/3,4/ .
В диссертационной работе исследован механизм влияния газа на величину притока нефти к скважинам и разработан метод оценки количества газа, придающего нефти релаксирующие свойства.
Цель работы.
Разработка методов и приемов диагностирования, оценки и регулирования релаксационных параметров пластовых систем с целью увеличения притока нефти к скважинам.
В работе рассмотрены и решены следующие задачи:
1. Обоснован и предложен прием диагностирования релаксационных свойств газированных жидкостей в пластовых условиях на основании данных динамики забойного давления и производительности во времени.
2. Интенсификации добычи нефти путем регулирования газонасыщенности смеси и, как следствие, ее релаксирующпх свойств.
3. Оценки влияния степени обводненности продукции скважин на релаксирующие свойства пластовой системы.
4. Определения неоднородности коллекторов и характерных зон фильтрации флюида по данным глубинных замеров скважин.
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались:
1. Проведением аналитических, лабораторных и промысловых исследований.
2. Оценкой и обработкой: данных нестационарных исследований скважин использованием методов диагностирования, адаптации и обучения.
3. Анализом и обработкой имеющееся геолого-пролнслово і информации с применением современных средств вычислительной, техники .
Научная новизна.
1. Впервые разработан и предложен прием диагностирования и регулирования релаксирующих свойств пластовых систем по результатам нестационарных исследований работы нефтяных сквашш.
2. Обоснована и доказана возможность прогнозирования и определения степени неоднородности коллекторов по данным прямой и косвенной информации.
3. Доказана возмотцостъ наличия характерных зон фильтрации газированных жидкостей в призабойной зоне и разработан прием оценки типа коллекторов.
Практическая ценность и реализация полученных результатов.
Стало возможный в условиях ограниченной информации диагностировать и регулировать параметры и свойства пластовых систем на основании прямых (исследования работы скважин) и косвенных (дебитометрия и изменение давления) данных. Разработаны приемы оценки величин времен релаксации, типов коллекторов и степени их неоднородности, давления насыщения, пластового давления,необходимых для оптимизации режимов работы скважин и улучшения показателей их эксплуатации. Полученные в работе результаты направлены на интенсификацию добычи нефти путем регулирования релаксационных свойств пластовых систем.
Основные резз дьтаты исследований вошли в "Методическое рзг-ководство по анализу технологических процессов при разработке морских нефтяных, газовых и газоконденсатних месторождений", утвержденное министерство?.! газовой промышленности СССР 1983 г.
В приложении к диссертации приводятся соответствующие акты внедрения.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывалась на:
1. й Теоретическом школе - семинаре по вопросам термодинамики процессов нефтедобычи, г.Тюмень, 1984 г.
2. 17 Всесоюзной конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче", г.Баку, 1984 г.
Структура работы
Работа состоит из введения, двзгх глав, выводов, списка литературы, нас считывающей. 51 наименовании, содержит 41? страниц машинописного текста, 17 таблиц, 4& рисунков.
СОДЕКАШЕ РАБОТЫ
Первач глава, посвящена, анализу и диагностированию характер-рис тик продукции скважин и неоднородностей пластовых систем.
Исследованиями последних лет установлено, что путем улучшения режима, работы скважин можно обеспечить существенную интенсификацию нефтегазодобычи. При этом наиболее влияющим на показатели нефтеизвлечення являются реологические свойства флюида нефтяного пласта. В частности, установлено, что релаксация газожпд-костных смесей существенно влияет на производительность скважин /4/. В связи с этим возникает необходимость изучения релаксационных свойств газированных нефтей и диагностирования их параметров. 3 1-ой главе настоящей диссертации сфоркіулирована и решена задача определения параметров релаксации газожндкостных смесей на основании данных нестационарных исследований работы скважин.
Указано, что наличие свободного газа при процессах фильтрации газожидкостных смесей согласно многочисленным исследованиям вызывает проявление релаксационных эффектов, Втот вопрос являлся предметом многочисленных исследований / 5,6,7,8,20,21,22/
В качестве причин, обусдавливающих релаксационные характеристики газожидкостной смеси выделены следующие:
1. Перегруппировка внутренней структуры дисперсных систем.
2. Неравновесность процессов выделения и растворения газа.
3. Взаимодействие потока с пористой средой.
Проведены исследования по оценке времен релаксанци газированных жидкостей на основе непосредственной промысловой информации. Согласно полученным результатам установлено, что форш кривых восстановления забойных давлений определяются в основном реофизическими характеристиками пластовых флюидов. В связи с этим, была поставлена и решена задача диагностирования реологических характеристик продукции скважин на основе данных нестационарных исследований работы скважин. В результате проведенных расчетов получены соответствующие формулы для оценки времен ретардации скорости и релаксации давления Яу и /LP , Расчетом времен восстановления давления показано, что они не соответствуют истинным временам стабилизации основных параметров скважин. В связи с этим описание газонасыщенных нефтей не подчиняется известным традиционным моделям. С целью определения таких параметров, как коэффициенты проницаемости, продуктивности, пьезопроводности, гидропроводности, предложено учитывать неравновесные эффекты. В связи с вышеизложенным, показано, что нема ловалшое значение имеет также диагностирование причин, вызывающих неравновесные эффекты, что характерно для процессов фильтрации газожидкостных смесей в пористой среде.
Установлено, что продуктивность конкретных скваштн, определяемая специальные исследованиями, является интегральной характеристикой пластовой системы к содержит информацию как о коллек-торских свойствах пласта, так и релаксационных свойствах продукции сквалмн.
Нредложен метод оперативной оценки коэффициента продуктивности на основе нестационарных исследований работы скважин. В связи с трзгцностяш при разработке гидродинамической модели, учитывающей все макро- и микронеоднородности пористой, среды, дано решение задачи диагностирования неоднородностей пластовой системі на альтернативном уровне. В работе в качестве признака, диагностирущего неоднородность пластовой системы, использована мера адекватности принятой модели пласта:
Диагностирование неоднородности пластовых систем по кривым восстановления забойного давления
В первом параграфе данной главы было показано, что продукция скважин месторождения Сангачалц-море-й ваїшьм-море-о. Булла обладает явно выраженными релаксационными характеристиками, которые могут быть обусловлены различными причинами. Качественная оценка причин, вызывающих неравновесные эффекты при фильтрации газожидкостной смеси в пористой среде имеет немаловажное значение для точного диагностирования процессов, протекающих в пласте.3 частности, при анализе и регулировании процесса разработки нефтегазовых месторолденнй одним из важных параметров является коэффициент продуктивности скважин. Определение этого параметра позволяет более обосновано выбирать скважины для прове дения на них различных геолого-технических мероприятий, метод воздействия на при забойную зону, ре;?им проведения воздействия и производить оценку его ЭЮфеКТИВНОСТН.
Коэффициент продуктивности обычно определяют по результатам длительных специальных исследований, заключающихся в снятии индикаторных диаграмм / 12 /. Следует отметить, что коэффициент продуктивности скважин, являясь интегральной характеристикой пластовой системі, определяет как коллекторские свойства пласта, так и реологические свойства продукции сквашш. Однако в ряде слз чаев для оценки степени неоднородности пластоЕой систе-?,1Ы требуется определять коэффициент продуктивности для призабой-ной зоны сквашш и для удаленной зоны пласта. В ото .: случае представляют интерес методы оценки коэффициента продуктивности по результатам нестационарных исследований, позволяющие оперативно определить данный параметр. Дифференциация кооТгрпцпепта продуктивности сквашш становится возможной вследствие нестационарности процесса гидродинамического исследования. Методы отработки результатов нестационарных гидродинамических исследовании: при этом определяются принятой схемой пластов и реологической моделью фильтрации нефти. Однако практически невозможно разработать гидродинамическую модель, учитывающую все макро- и микро-неоднородности. В силу этого, важным является решение задачи диагностирования неоднородности пластовой системы на альтернативном уровне по результатам нестационарных исследований скважин.
В данной работе предлагается неоднородность системы диагностировать применение идентификационного подхода к отработке промысловых данных / 13 /. Суть данного подхода заключается в ток, чтобы, не вдаваясь в структуру исследуемого объекта, по входным и выходным данным (давлению и расходуй, определить модель инайти ее параметры. Гыла принята следующая диммеренцналъная модель пласта:где Т - характерное время восстановления давления;& - коэффициент продуктивности, определение которого производится путем обработки данных изменения забойного давления и дебита в процессе восстановления давления.
Из / 15 / следует, что коэффициент продуктивности скважины может быть определен, как тангенс угла наклона прямой., проведенной, через точки, характеризующие изменение забойного давления в специально выбранных координатах с учетом притока, жидкости
В качестве признака, диагностирующего неоднородность пластовой, системы, монет быть использована мера адекватности принятой, модели (1.20.), т.е. качество спрямления КВД в выбранных координата}
Приведенным методом были обработаны кривые восстановления давления сквамнн \"й 32,134,139,140,153,184,203,405 месторождения Сангачалы-море (табл..Ж I.4.-1.II.). Данные по восстановлению давления, перестроенные в спрямляющих координатах, приведены на рис.1.7.Как следует из графиков, процесс восстановления давления для сквалшн 1мЗ 32,143,405,134 достаточно хорошо спрямляются в выбранных координатах, в то время какд для сквалшн -"й 134,158, 203,139 имеются два характерных прямолинейных участка с различными угловыми ішзффициентами. Это указывает на то, что для .данных скважин отмечается два характерных значения коэффициента продуктивности, связанных с при забойной, и удаленной, зонами пласта. Отмеченное поведение системы может быть обязано неодно родности коллектора и, в связи с этим, представляет интерес исследование возг,ю:-;-:ных причин, приводящих к неоднорідної::;; характеру пластовой, системы при нестационарных исследованиях скважин. С этой, целью были проведены две серии экспериментов.3 первой серии опытов определялось влияние выделившегося газа на степень неоднородности модели пласта. Для этого на лабораторної модели пласта, состоящей, из 27/ глины и песка, были сняты кривые восстановления давления (рис.1.8.,1.9.) и обработаны вышеуказанны?-.: способом. Результаты обработки приведены на рис.1.10. Кривая I на рис.1.9. соответствуете процессу восстановления давления для воды в глини зярованноЗ. пористой, среде при давлениях ниже давления насыщения, кривая 2 - для газированной, воды. На рис.1.8. приведены КВД для случая, когда модель пласта находится при давлениях выше давления насыщения. Графики в спрямленных координатах показывают, что выделившийся газ приводит к двум характерным участкам на них, что выявляет в поведении пластовой, системы неоднородности (рис.1.10.).
С целью исключения влияния погрешности замеров давления и концевых эффектов при обработке Щ[, снятых как в прогннсловых условиях, так и на лабораторной, установке, искажения начальных гучастков кривше зависимости P=J-W не учитывались при обработке данных.
Б работах / 18-20 / было показано, что очень часто в реальных условиях процесс выделения газа из нефти является неравновесным. При растворении же газа в нефти полное растворение газа происходит при большем давлении, чем равновесное давление насыщения /21/. Указанные явления подтверждаются как данными лабораторных исследований. /19-20/, так и непосредственными промысловыми измерениями /17-18/. Б частности, в ряде случаев неоднородность модели пластовой, системы может быть обязана неравновесным базовим
Исследование влияния воды на релаксационные свойства газонефтяных смесей
Анализ графиков зависимостей. л.у от процентного содержания воды в отбираемой, жидкости (рис.Т.21) показывает, что с ростом обводненности времена релаксации газожидкостных смесей существенно уменьшаются. Так, при достижении 70/: обводненности и выме время ретардации скорости практически становится равны:.: нулю. Следовательно, при больших степенях, обводненности продукции нефтяных скважин, эффективность от снижения забойных давлений, ниже давления насыщения должна быть глнпыалыюй.. Наибольший, же эффект можно ожидать при обводнеиностях порядка ОДОФ. Таким образом, степень обводненности отбираемой, из пласта нефти может служить диагностирующим критерием для оценки релаксационных характеристик газожндкостных смесей., что имеет немаловажное значение при оптимизации добычи нефти и правильного подбора комплекса геолого-технических мероприятий, для интенсификации работы нефтяных скважин.
Таки.: об pa зоїл, на основании проведенных исследовании, можно сделать следующие выводы:1. Установлено, что пластовые системы ряда нертяных скважин месторождения Сангачалы-море-р уванным-море-о.Булла характеризуются наличием релаксационных свойств, обязанных свет: проявлепнегл процессам выделения газа з прпзабон.но8 зоне. Разработан и апробирован глетод оценки характерных времен релаксации газированных нертеп по данным гидродинамических исследований работы скважин.2. Показано, что при поддержание забойных давлении, нефтяных скважин Е интервалах между давлением насыщения их продукции в бомбе РУТ и в пористой, среде можно существенно увеличить дебпты за счет реализации эуректа "газового подшпннкз"и за счет выравнивания прориля Фильтрации по мощности пласта.3. Предложена методика оценки степени обводненности пластов, при которой, для конкретного месторождения релаксационные свойства газожндкостных смесей, практически исчезают.
Существующие методы диагностирования и регулирования технологических параметров разработки нефтяных месторождений, достаточно точны и зммективны. Однако контроль изменения условий, добычи нертн в процессе эксплуатации морских нефтегазоносных районов зачастую связан со сложностями, предопределяемыми характерными особенностями разработки последних. 3 связи с эти:.: изучение влияния, в частности, изменении в характере ннлътращга газожпдкостпых снесен, в пористой среде на результаты применяемых методов оценки фильтрационных параметров системи пдаст-;ння.кость является весьма актуальной.11а основе вышеизложенного в данной главе исследуется возможность диагностирования технологических параметров разработки морских месторождений, немти и газа и их изменения в процессе эксплуатации.методов исследования скважин при неустановившемся режиме Фильтрации является метод снятия кривых восстановления давления, методика и расчеты при это?; способе исследования отработаны достаточно четко, Однако хотелось бы отметить, что в ряде случаев времена восстановления давления весьма велики и для полной, стабилизации пара метров необходимо бывает держать склалшш закрытыми в течение многих часов иди даде суток, что связано с болыжпз потєряі.д; продукции скважин.
В связи с этим интереснш.: предстар.,пяется вопрос определения пластового давления по начальному участку кривых восстановления давления. С этой, целью применимо построение .модели на основе критериев грзшпозого учета аргументов. Суть данного метода заключается в следующем /20,27,28/. Определяется квадрат средневзвешенного по всем "входным" переменны:;: расстояния от каждого узла интерполяции (экспериментальной, точки) до некоторой "центральной." точки выборки исходных данныхгде fh. - число узлов интерполяции в выборе исходных данных;CCcj - численное значение і -1 переменной, в J -м узле интерполяции ;Хс - среднее значение і -п. переменно!!.
Узлы интерполяции ранжируются по параметру J f так, чтобыYc - действительное значение прогноза в тон. ;хе точке; №пр - число точек в проверочном, последовательности. Чем меньше ошибка, тем выше регулярность модели. Общая схема получения модели оптимальной сложности для однократного прогноза методом группового учета аргзгментов следующая. Полное описание объекта J \р(Х{,ЭСг,.,.,30 ) заменяется несколькими рядами частных описании.
Первый ряд селекции:При этом Пункция /(,зск) , называемая опорной, принимается линейной:
Второй ряд селекции:Усложнение идет дискретно. В каждом ряду добавляются новые члены пли повышается степень полинома, либо то и другое пронсхо дит одновременно.І\/злщоо частное оннсанне янляется функцией, только двух аргументов. Поэтому коэффициенты частных описании, легко определяются ло данным обучающей последовательности при малом числе узлов пн-тертюляции (первая операция". Із ряда Е ряд селекции пропускается только некоторое число самых регулярных переменных. Далее, исключая промежуточные переменные (вторая операция), можно получить аналог полного описания. Решающи:.: обстоятельством является то, что при увеличении сложности математической модели (например, числа членов и степени полинома) точность, определяемая на отдельной проверочной последовательности, сначала возрастает, затем начинает уменьшаться. Диннмуму критерия селекции и соответствует искомая модель оптимальной, сложности. применение ДГ7А в задачах нефтедобычи обосновано в работах / 30,ЗТ/.1ри исследовании скважин на неустановившемся режиме фильтрации интересным является вопрос определения пластового давления за сравнительно короткое время, включающее полны!! рост "начального" характерного участка и начало последующего (если он имеет место) и характеризующее изменение давления не менее 20ф от начальной депрессии, использование только "начального" участка ІСЗД нецелесообразно, так как искажения ІСЗД з этой, области приводят к увеличению ошибки прогноза.Обрабатывается зависимость вида:
Определение характерных участков процессов гоилъттации
Рассмотренный, выше метод группового учета аргументов хотя и дает хороше оценки пластового давления, однако, не позволяет выявить характерные участки процесса Онлътрацпи, что является немаловажным Фактором при регулировании притока пластового флми-да к забою скважины. С целью выявления характерных участков процесса фильтрации ниже приводится применение метода эволюционного моделирования /32-33/, Весь процесс фильтрации Флюида является эволюционным процессом, состоит из перетокоЕ изб блоков в трещины, непосредственно движения в саг/их трещинах л различных скнн--эфректов, паблюдаегшх в прнзабойиой зоне скважин. Каждый, из этих периодов описывается функцией роста с последующим насыщение:: и, в конечном итоге, весь процесс гложет быть описан в виде "башни" таких функций, т.е. в виде их суммы. 3 качестве обобщенной аппроксимирующей функции примем зависимость видагде й Р - депрессия на пласт;L - ОД,2,3,... - число характерных участков; i - асснмптотическв. конечное значение каждого из полученных участков;Яч - соответствующие им коэффициенты затухания, характеризующие насыщение каждого из участков.
Подбор и оценка указанных коэффициентов производится па основе применения стандартной, програмш метода наименьших квадратов. "Выбор коэффициентов ЛІ и Хг производится по мнннму у; дисперсни расчетных данных,,Цля построения единого диагностического признака и выбора математической, модели для интерпретации ІІД;; непосредственно но данных проведенного гидродинамического исследования применяется кет од детерглцптровапных моментов даглекня /34-35/.детерминированным моментом давления P(-L) л-ного порядка называется выражение(2.3)
Для определения оС и АРЯЛ принимается, что производная и значение Душсцнн. в точке для данной, зависимости связаны линейным
Наличие нескольких характерных участков указывает па сложность происходящих в пластовых условиях, в процессе фильтрации флюидов, явлении, и позволяет тем сами: сделать предположение о неоднородности пластовой, системы.
Вышерассмотренные методы позволяют достаточно точно определить значения пластовых давлении., а также указывают на сложность описываемых явлении. Количество участков в зависимостях, полученных в результате применения эволюционного моделирования, ап-прокспмїфуюшінх кривые восстановления давлении, позволяют .диагностировать типа коллекторов. Кз таблицы видно, что если имеет место три участка на КВД (1,5 d- 2,17), то зто гложет указывать на наличие трещиновато-пористой среды с зональной, неоднородностью; если же имеет место два участка ( d 2,17), то гложет иметь место трещиновато-пористая среда пли пористая среда с зональной, неоднородностью; один участок (1,0 d 1,5) указывает на однородную среду. йак видно, неоднородность коллекторов но рассмотренные скважинам хорошо согласуется с описанием JGp методо!: эволюционного моделирования. Данные методы хорошо дополняют друг друга и могут быть эффективно использованы при исследованиях скважин.
В процессе разработки нефтяных месторождении, в результате большого отбора жидкости, закачки вытесняющего агента, понижения пластовых давления и температуры изменяются как технологические показатели разработки, так и физнко -хнг.нческпе свойства насыщающих породу жидкостей. Правильным выбор технологических режимов работы скважин, геолого-технических мероприятие предопределяют необходимость получения точной информации об изменениях, происходящих в пластовой, системе в течение всего процесса разработки. Естественно, что полученные в результате проведенных выше исследовании, и расчетов данные, достоверны и применит только на определенном этапе разработки. Влияние процессов разгззировання залежи, обводненности продукции, изменения составов нефти и газа обуславливает необходимость исследовании границ примени::ости методов исследований, разработанных и рекомендованных к применению в данной, работе, мак уже было отмечено выше, некоторые скважины при исследовании на неустановившихся режимах работы характеризуются кескодышмз участками на КВф, описываегжтмн экспоненциальны: рункцпя:.ж. Влияние же изменении, условии, разработки месторождений ожет вызвать не только количественные, но и качественные изменения в законе упльтраїтни, что может выразиться в засеке экспоненциального описания роста ;.СВ,ч др:ггні.:н функциональными зависимостями /33/. естественно, что дальненжин усложнением функций тина. Є можно добиться достаточно полного и точного онпоання любых Щ.[, однако в это;.: случае расчеты буду? сопровождаться громоздкими вычислениям, уме непригодными для оперативного диагностирования процессов разработки.3 этом случае для "упкцпопальном зависимости АР=1(4.) С последующим "насыщением" кривой, целесообразно применить параболическое описание ІСВД типа AP=CLT +б к +С . р связи с эти." была поставлена задача создания программы, реализующем описание КВД фунщиямн двух видов - экспоненциальной и параболическое.і ю стан овка з здачи.
Задан набор значенні Pi , измеренных в моменты времени "; по данным исследовании скважин на неустановившихся режимах фильтрации, L= і,U . Требуется, разбив интервал м па один, два или три участка, подобрать на каждом из участков кривую одного из видов:
Исследование влияния обводненности нефтяных скважин на фильтрацию газожидкостной смеси
Результаты исследований по определению характерных зон мплът-рацші ряда нертяпых сквалмін месторождения Сакгачалн-морє-йу аніпій-море-о.мулла показали, что процессы унльтрации газо "ідкостнои смеси в пласте могут описываться одной., двумя или ме тремя окспонен-цналыго растущими функциями. Однако изменение условий, разработки месторождения может вызывать изменение как термодинамических характеристик пластової гхндкостп, так н коллекторских свойств залеші. Естественно, что в это::; случае следует, в первую очередь, ожидать изменения в законе мнлътрацпи и в количестве характерних зон работы пласта, С это! целью были обработаны данные исследования сква::;нп на неустановившихся релизах работы, проведенные за разные периоды разработки месторождения по. методике, исследования проводились по 10 нертякнм сквагхннаг.: с общим числом проведенных замеров - 4о.
Па рис.2.10-2.25 дани кривые восстановления забойных давле-пші, снятые в ПКдУ иг.:.II.Нариманова на немтякых скважинах, эксплуатирующихся ГП горизонт продуктивно:;, толщи. Периоды между отдельными исследования:."! в одних и тех же скважинах нзі/.внялись от двух меяяпев до пяти лет. 3 результате расчетов были получены данные, позволяющие определить изменения гидродинамических и фильтрационных характеристик газожндкостпоН смеси (табл.2.0). Как видно из таблицы, наблюдается переход экспоненциального описания КВД в параболическое и обратно. Кроме того, в процессе разработки количество характерных зон фильтрации по одни:.: и тем же скважинам такие изменяется. С целью выявления акторов, определяющих фильтрационные характеристики пластовой, системы, был проведен тщательный, анализ технологических параметров разработки, которш показал, что степень обводненности продукции нефтяных скважин является фактором, предопределяющим условия Фильтрации нефти к забою скважин. 13 связи с эти:.: результаты проведенню: расчетов были проанализированы с учетог: обводненности продукции сквалии.С дальнейшим увеличен:!ем обводненности в описании кривых восстановления забойных давлении преобладают функции параболи г.е установлення нового термодинамического равновесия в пласте в описании ХВД вновь превалируют функции параболического типа,
Па основе полученных результатов момно сделать следующие выводы:1. проведенные исследования позволяют на основании исследовании, динамики работы нефтяных сквалмн достаточно точно диагностировать продвижение водонертяпого контакта в пласте, процессы разга-оирования залеми и зоны разгаззровзнля пласта.2. Предлагается метод определения характерных зон фильтрации газированных нер,теи по данным исследования не/утяных сквалик на неустановившихся решімах работы. Обоснован и предложен прием определения основных параметров характерных участков фильтрации. 1. Установлено, что определенное количество газа в неути придает ел релакспрующиє свойства, обеспечивающие увеличение притока как за счет выравнивания фронта притока по хохцостн неоднородного пласта, так и за счет реализации з Т/декта "газового подшипника". Разработан, рекомендован и апробирован хетод оценки и регулирования релаксационных свойств нертн в прпзабопнон зоне пласта на основании данных гидродинамических исследований, работы сквахпн. 2. Существенное влияние на релаксационные свойства газожпдкостиоп. схесп в пористой, среде оказывает степень обводненности продукции сква нин, увеличение которой, приводит к ухеиъшению значених характерных врехен релаксацтпі. Предложена хетодпка определения количества воды в добываемой, жидкости для конкретных хесторох-денил, при которох релаксационные свойства последней практически исчезают.3. Разработан хетод диагностирования характерных зов фильтрации газированных нертеїі по кривых восстановления давления. Обоснован н предложен прием определения основных парахетров характерных згчастков хнльтрации.4. Па основе проведенных исследовании, показано, что при поддержа-нпн заболпых давлении, нефтяных сквахпп в интервалах ивнуту давлением насыщения газохплкостноп схесп, которыми последние продуцируют, в бохбе РНТ и истинны:.: давлением насыщения в пористой среде хохно получить суіцествепное увеличение дебита как за счет реализации зрректа "газового подшипника", так и за счет выравнивания профиля Фильтрации по мощности пласта. 5. За счет реализации раз работа НЕЕ:: рекомендації!!, по НГдУ игл. II.Нариманова Ж)"Каспгорне тега зпро::п дополнительно получено 1155 тонн нертн с годовым экономическим эрректом более 50 тысяч рубле!.
