- •5. Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации
- •5.1 Определение параметров пласта по данным исследования вертикальных скважин на нестационарном режиме фильтрации газа
- •5.2 Методы обработки квд
- •5.3 Влияние различных факторов на форму квд, снятых в газовых скважинах
- •5.4 Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления
- •5.4.1 Приток газа к скважине после ее закрытия
- •5.4.2 Учет неизотермичности процесса восстановления давления
- •5.4. Влияние неоднородности пластов по площади на форму квд
- •5.5 Определение параметра анизотропии пласта по квд
- •5.6 Методы определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации
- •5.6.1 Влияние конструкций горизонтальных скважин на возможность определения параметров пласта по результатам исследования их на нестационарных режимах фильтрации
- •5.6.2 Возможные методы оценки параметров пластов, вскрытых горизонтальными газовыми скважинами, по кривым восстановления давления
- •5.6.3 Методические основы обработки квд, снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •2. Метод обработки квд снятых с горизонтальных газовых скважинах разработанных для таких скважин.
- •5.6.4 Использование расчетных формул, полученных для вертикальных скважин
- •Использование расчетных формул для обработки квд, снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •Обработка квд, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших неоднородные пласты.
- •5.6.5 Использование метода обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита после пуска вертикальных скважин, для обработки ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах
- •5.6.6 Методы обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •5.6.7 Обработка ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших однородные пласты
Обработка квд, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших неоднородные пласты.
В целом на фрагментах неоднородных пластов были сняты семь различных КВД. В частности: V1kvd3n, V2kvd3n, V3kvd3n, V4kvd3n, V5kvd3n, V6kvdРН и V7kvd3n. Эти варианты отличаются последовательностью залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и расположением горизонтального ствола в одном из этих пропластков. Как следует из шифра вариантов, ствол скважины по этим вариантам расположен в третьем пропластке.
По КВД, снятым у поворота ствола и у его торца, были рассчитаны проницаемости, которые в целом должны характеризовать все пропластки, так как они имеют гидродинамическую связь, а также одновременного вскрытия всех пропластков по варианту V6kvdPH. При этом на величину проницаемости прежде всего должны влиять свойства вскрываемого пропластка.
Результаты определения проницаемости по КВД, снятых у торца ствола по вариантам V1kvd3n, V2kvd3n, V3kvd3n, V4kvd3n, V5kvd3n, V6kvdРН и V7kvd3n по конечному участку КВД оказались: k1=0,226, k2=0,100, k3=0,160, k4=0,012, k5=0,003, k6=0,1 и k7=0,239 мкм2. Модельные значения вскрываемых пропластков, за исключением варианта V6kvdРН соответственно были k1=0,05, k2=0,100, k3=0,300, k4=0,01, k5=0,05, k6=0,1 и k7=0,3 мкм2. Из перечисленных 7-ми вариантов расчетные значения проницаемости совпали по вариантам V2kvd3n, V4kvd3n, V6kvdРН и V7kvd3n. Аналогичные показатели, полученные по КВД, снятые у поворота ствола, оказались k1=1,468, k2=0,462, k3=0,625, k4=1,562, k5=0,132, k6=0,376 и k7=1,32 мкм2 и все они значительно выше модельных значений проницаемостей. Если эти же КВД, снятые у торца ствола и у поворота от горизонтального направления к вертикальному, обработать по формуле, когда продолжительность работы скважины перед остановкой сопоставима с продолжительностью процесса восстановления давления, т.е. по формуле , то значения коэффициентов проницаемостей по перечисленным выше вариантам оказалась (см.таблицу 5.1) k1п=0,287 и k1т=0,087, k2п=0,193 и k2т=0,084, k3п=0,231 и k3т=0,096, k4п=0,292 и k4т=0,074, k5п=0,298 и k5т=0,06, k6п=0,705 и k6т=0,125, k7п=0,287 и k7т=0,085 мкм2.Из этих результатов следует, что значения проницаемости, по всем вариантам, рассчитанные по этой методике обработки КВД на повороте, также выше проницаемости КВД, снятой у торца.
При использовании метода обработки КВД, снятой в скважине, расположенной в пласте конечных размеров, результаты расчетов проницаемостей у поворота и у торца ствола оказались k1п=0,0178 и k1т=0,0149, k2п=0,0284 и k2т=0,0076, k3п=0,327 и k3т=0,0060. Эти значения проницаемостей значительно ниже проницаемостей, использованных при моделировании, за исключением вариантов V3kvd3n, V4kvd3n и V5kvd3n.
5.6.5 Использование метода обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита после пуска вертикальных скважин, для обработки ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах
Теоретически параметры, определяемые по кривым восстановления давления и по кривым стабилизации давления и дебита после пуска, не должны давать одинаковые результаты о параметрах пласта, так как при обработке КВД не учитывается влияние кольматации призабойной зоны, а при обработке КСДиД используются дебиты с учетом влияния загрязнения этой зоны.
Возможность использования методов обработки КСДиД, разработанные для вертикальных скважин при обработке кривых стабилизации давления и дебита, снятых в горизонтальных скважинах, имеют больше ограничений, чем КВД. Это связано с тем, что дебит горизонтальной скважины более существенно снижается после ее пуска в работу, чем дебит вертикальных и с характером изменения формы и размеров зоны, дренируемой горизонтальной скважиной. При сравнительно большой толщине однородного пласта с учетом сил гравитации методы обработки КСДиД, полученные для вертикальных скважин, могут быть использованы и для горизонтальных скважин.
Пригодность в пределах толщины пласта методов обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита, полученных для вертикальных скважин, для горизонтальных скважин обработка была проверена путем проведения математических экспериментов на моделях фрагментов различных месторождений. Результаты этих экспериментов, обработанные в координатах отпредставлены в приложении.