Индикаторная диаграмма и понятие о коэффициенте продуктивности скважины при добыче аномально-вязкой нефти.

В общем случае в процессе фильтрации аномальной нефти в пласте, как показано выше, можно выделить три зоны, в которых нефть движется при различной степени разрушенности структуры. Радиусы этих зон определяются значениями реологических характеристик нефти, физическими свойствами пласта, величиной создаваемого перепада давления между контуром питания и скважиной и значением дебита. Поэтому при решении различных промысловых задач в ряде случаев необходимо оценивать значения радиусов этих зон. В некотором диапазоне изменения депрессии на пласт зависимость между дебитом скважины и перепадом давления, как видно из формул (49) и (50), не линейная. Это отражается и на формуле индикаторной диаграммы. В результате колинейности индикаторной диаграммы коэффициент продуктивности скважины не является постоянной величиной. Так как структура в нефти по мере увеличения градиента давления разрушается, коэффициент продуктивности скважины должен возрастать. Это и обнаруживается при промысловых исследованиях скважин (Дияшев, Шагиев и др.).

На рис.9 приведены индикаторные диаграммы, построенные для гипотетической скважины, расположенной в однородном пласте, имеющем коэффициент проницаемости 0, 031 Д. радиус контура питания – 250 м; скважины – 0, 1.

Исходные данные для расчета:

Кривая 1 - µ₀ = 155 сП; μ _m = 10, 8 сП; Н = 3, 57∙ 10^-4 кгс/см²∙ см;

Н_m = 9, 5∙ 10^-4 кгс/см²∙ см.

Кривая 2 - µ₀ = 34 сП; μ _m = 5 сП; Н = 2, 4∙ 10^-4 кгс/см²∙ см;

Н_m = 4, 5∙ 10^-4 кгс/см²∙ см.

Кривая 3 - µ₀ = 22, 1 сП; μ _m = 3, 4 сП; Н = 1, 1∙ 10^-4 кгс/см²∙ см;

Н_m = 3∙ 10^-4 кгс/см²∙ см.

Исходные реологические характеристики вязкости для нефти СКВ.952 Арланского месторождения соответственно при температурах 24, 50 и 80º С.

Из приведенных графиков рис.9 видно, что индикаторные диаграммы в начальной зоне имеют вогнутость относительно оси дебитов. Степень вогнутости зависит от факторов, влияющих на структурообразование в нефти. Конечный участок индикаторной диаграммы – прямолинейный. Переход к линейному участку происходит при различных перепадах давления в зависимости от реологических характеристик нефти и коэффициента проницаемости пласта. Таким образом, индикаторная диаграмма скважины при добыче аномально-вязкой нефти состоит из двух участков: криволинейного и прямолинейного. Поэтому интерпретация и использование их имеют специфические особенности.

Рис.9. индикаторные диаграммы скважин при фильтрации аномальной нефти.

При температурах нефти: 1 – 24, 2 – 50 и 3 - 80º С.

Для первого участка коэффициент продуктивности скважины является переменной величиной и определяется как угловой коэффициент касательной, проведенной к индикаторной кривой. При малых перепадах давления коэффициент продуктивности скважин наименьший, затем, по мере увеличения перепада давления, происходит рост коэффициента продуктивности скважины. Поэтому при добыче аномально-вязких нефтей следует создавать большие депрессии на пласт. Однако этот рост происходит до определенного значения перепада давления, так как индикаторная кривая имеет точку перегиба. Дальнейшее увеличение перепада давления сопровождается некоторым уменьшением интенсивности роста коэффициента продуктивности. В точке перехода к линейному участку индикаторной диаграммы коэффициент продуктивности равен своему минимальному значению для нефти с предельно разрушенной структурой.

Таким образом, рост коэффициента продуктивности в различных интервалах изменения перепада давления неодинаков: по мере увеличения перепада давления рост коэффициента продуктивности замедляется.

Для количественной оценки роста коэффициента продуктивности скважины при заданных значениях депрессии на пласт следует пользоваться условным и относительным коэффициентами продуктивности.

За условный коэффициент продуктивности принимается отношение дебита скважины к соответствующему перепаду давления и рассчитывается по формуле

(51)

Следует отметить, что для линейной области индикаторной диаграммы условный коэффициент продуктивности совпадает с обычным понятием коэффициента продуктивности. Под относительным коэффициентом продуктивности скважины (рис.10) понимается отношение условного коэффициента продуктивности к его максимальному значению для линейной части индикаторной диаграммы, т.е.

К =	Ку			(52)
К

Относительный коэффициент продуктивности возрастает по мере увеличения депрессии на пласт от своего минимального значения до единицы.

Рис.10. Изменение относительного коэффициента продуктивности скважин по данным фильтрации нефти СКВ.959 Арланского месторождения при различных коэффициентах проницаемости пласта.

Обозначения: 1-0, 15 и 2 -0, 30 Дарси.