Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 [ 30 ] 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

ризонтов не проводились. Все известные данные о зонах поглощения в таких скважинах могут быть также нанесены на сводную схему. При этом в скважинах, где радиоактивный каротаж не проводился, для нанесения данных на схему можно использовать диаграммы стандартного каротажа, зарегистрированные при проведении исследований. Поэтому в левой части схемы рядом с диаграммами ГК и НГК помещена диаграмма стандартного потенциал-зонда и ПС.

Схема позволяет сразу получить четкое представление не только о глубине поглощения, но и о характере отдельных поглощающих пластов и их пластовых давлениях. Такие обобщенные данные легко сопоставить с аналогичными данными по соседним площадям, что облегчает задачу обобщения материалов по борьбе с поглощением.

С целью получить количественную характеристику зон поглощения по данным геофизических исследований скважин, пробуренных в объединении Татнефть, В.И. Крыловым, Г.С. Блиновым и Н.И. Рыловым были выбраны такие скважины, в которых проводились замеры с помощью расходомера, электрометрии (стандартный каротаж, замеры каверномером, резистивиметром) и РК. В некоторых случаях эти данные дополнялись материалами фотографирования стенки скважины. Пористость (водосодержание) пластов в зоне поглощения определялась по известной методике двух опорных горизонтов. За опорные горизонты принимались кыновские глины и плотные фаменские известняки.

Полученные результаты по более чем 30 скважинам показывают, что зона поглощения характеризуется высокими значениями пористости, которая порой превышает 40 %. Проведенные сопоставления показали, что мощности зоны поглощения, определенные с помощью расходомера и НГК, КС и каверномера, различаются по значениям. При этом наблюдается как положительное, так и отрицательное расхождение. Точных критериев для выделения зон поглощения по результатам геофизических исследований в настоящее время нет. Вследствие этого по геофизическим данным, без исследования расходомером, однозначно определить границы зоны поглощения невозможно. Однако по геофизическим данным могут быть выделены высокопроницаемые участки, в пределах которых возможны зоны поглощения. В этом случае совпадение при определении мощности зон ухода по геофизическим замерам и с помощью расходомера не обязательно. Расходомеры по своей чувствительности значительно уступают геофизическим приборам и в основном могут фиксиро-

вать потоки большой интенсивности. Вследствие этого границы зоны ухода, определенные с помощью расходомера, будут выделять наиболее проницаемую часть ее, для которой характерно наличие больших трещин и крупных сообщающихся каверн. Это в целом согласуется с результатами сопоставления значений зон поглощения, определенных с помощью расходомера и геофизических исследований.

В большинстве случаев на диаграммах НГК и КС интервалы поглощения выделяются понижениями интенсивности вторичного гамма-излучения и кажущихся сопротивлений.

При этом должно обращаться внимание на изучение шлама, результаты анализа которого являются порой незаменимым материалом для характеристики поглощающих пластов.

Определение интенсивности поглощения. Для определения интенсивности поглощения бурового раствора существует несколько способов; один из них - по разности количества закачиваемого и выходящего из скважины бурового раствора. Однако судить об интенсивности поглощения по степени выхода бурового раствора на поверхность можно лишь приближенно, поскольку количество бурового раствора, выходящего из скважины, не дает полного представления о поглощающем пласте. Способ определения потери бурового раствора в процессе бурения более точен, так как при этом учитывается, кроме изменения объема жидкости в циркуляционной системе, избыточное давление на поглощающий пласт, что дает количественное значение интенсивности поглощения бурового раствора при определенном избыточном давлении.

На основе большого объема промысловых исследований было установлено, что зависимость количества поглощающей жидкости от избыточного давления можно определить, пользуясь формулой Смрекера

Q = сАр", (2.7)

где с - коэффициент интенсивности поглощения м3/(ч-м); Ар - перепад давления на поглощающий пласт, МПа; п - показатель степени, характеризующий режим фильтрации жидкости и являющийся переменной величиной.

М.С. Винарский предложил способ обработки результатов исследования скважин, который заключается в нахождении зависимости между временем снижения уровня на равные единицы длины и избыточным давлением на поглощающий пласт:

v= cAp", (2.8)

где v - скорость перемещения динамического уровня.

Коэффициент с и показатель степени n являются для данного горизонта постоянными величинами.

Для обработки результатов гидродинамических исследований существует несколько методик, в каждой из которых принят свой основной критерий характеристики пласта.

Н.Г. Хангильдин и Н.К. Шевченко, а также З.М. Шамхаев и Ш.З. Асадуллин считают, что зависимость p - Q должна быть прямолинейной, особенно для малых перепадов давления:

k = Q/Ap. (2.9)

И.С. Рабинович рекомендует следующую аналогичную зависимость для получения удельной гидродинамической характеристики поглощающего горизонта:

с = Q/Sp, (2.10)

где Q - расход жидкости, м3/мин; - вязкость жидкости, сП; S = 2nrh - площадь контакта породы с поглощающим пластом, м2; r - радиус скважины, м; р - избыточное давление на поглощающий пласт, МПа.

В.Ф. Роджерс установил, что при любой форме течения жидкости в пласте интенсивность поглощения является функцией геометрических размеров системы, прямо пропорциональна перепаду давления в ней и обратно пропорциональна вязкости бурового раствора, т.е.

Q = k2Ap/, (2.11)

где k2 - коэффициент, характеризующий геометрические размеры поглощающих каналов пласта, в котором происходит поглощение.

Н.И. Титковым и А. А. Гайворонским предложена эмпирическая формула, которая позволяет определить коэффициент поглощающей способности, остающийся практически постоянным для различных скважин, независимо от расположения их по отношению к уровню моря, интенсивности поглощения и перепада давления. Этот коэффициент определяют по формуле

(1 + 0, б5ш) дср

Н ср