- •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
5.6.6 Методы обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита снятых в горизонтальных газовых скважинах
Кривые стабилизации забойного давления и дебита после пуска горизонтальных газовых скважин могут быть обработаны двумя методами:
Методом, разработанным для обработки кривых стабилизаций давления и дебита, снятых в вертикальных скважинах. Этот метод получен для однородных изотропных пластов и круговой формой геометрии зоны дренирования.
Методом, разработанным для обработки кривых стабилизации давления и дебита, снятых в горизонтальных скважинах. В основу этого метода как и предыдущего метода заложен характер развития депрессионной воронки как в нефтяной скважине, но отчасти формальной заменой давления Р в нефтяном пласте на давление и вводом квадратичного члена в уравнение притока газа к скважине в формулу распространения давления в нефтяном пласте. По этому методу на кривых стабилизации давления в зависимости от зоны распространения депрессионной воронки выделены три участка. Размеры этих зон предопределяются продолжительностью работы скважины после пуска:
Первая фаза развития воронки в пределах толщины пласта происходит при:
и h << L (5.54)
где æ – пъезопроводность пласта.
Для горизонтальной газовой скважины начальный участок кривой стабилизации давления можно представить в виде:
или (5.55)
где ;Sс – параметр, связанный с внутренним фильтрационным сопротивлением укрупненной скважины и скин-эффектом SR, величину которого можно определить по формуле:
(5.56)
где kx, kz проницаемости пласта по координатам X и Z.
Формула (5.56) может быть использована для обработки кривых стабилизации снятых при постоянном дебите Qг=const. Параметр β1 включает в себя:
(5.57)
где (5.58)
Снятие КСДиД при Qг(t)=const сопряжено с определенными технологическими трудностями. Поэтому целесообразно снять кривые стабилизации давления и дебита при переменном дебите Qг(t). Тогда формула для обработки КСДиД будет иметь вид:
(5.59)
где – добытое количество газа за времяt, а Qг(t) дебит скважины в момент времени t. Для повышения достоверности расчетов величину отрезка времени t следует минимизировать.
Вторую фазу развития депрессионной воронки вокруг горизонтального ствола приближенно можно выразить формулой:
(5.60)
где ;Sz – параметр, связанный с расположением горизонтального ствола. Обозначим через β2 выражение:
(5.61)
Обработка КСДиД в координатах отполучим значение угла наклона участка этой кривой образовавшегося во второй фазе.
Третью фазу развития депрессионной воронки приближенно можно выразить через зависимость:
(5.62)
где ;
При обработке КСДиД в координатах от получим угол наклона 3-го участка кривой в виде:
и
В случае, когда контуры зоны, дренируемой горизонтальной скважиной Rк удалены от скважины на расстояние значительно больше, чем ширина пласта В, т.е. когда Rк>>В, то расширение депрессионной воронки в конце 3-ей фазы может быть представлено схемой полубесконечной полосы с шириной В и аппроксимировано равенством:
(5.63)
где SB – коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления, вызванный неполным вскрытием горизонтальным стволом всей ширины пласта B, т.е. L<B.
Этот участок КСДиД в координатах ΔР2(t) от или ΔР2(t)/Q(t) от может быть аппроксимирован согласно (5.63) прямолинейным участком с угловым коэффициентом
(5.64)
Таким образом, КСДиД снятой в горизонтальных газовых скважинах необходимо последовательно обрабатывать в координатах: от и от.
При этом при 1-ой фазе обрабатывая в координатах от :
и получим
При 2-ой фазе при обработке в координатах от
и получим
При 3-ей фазе обрабатывая КСДиД в координатах, как и в 1-ой фазе, когда получим.
Обработка КСДиД показывает, что третий прямолинейный участок будет иметь место если минимальное расстояние yмин от торца ствола до поверхности пласта будет yмин>0,6L и отсутствовать когда L=B, где В – ширина полубесконечного полосообразного пласта.
Приведенная выше методика обработки КСДиД является аналогом методики разработанной для вертикальных скважин. При сравнительно больших толщинах пласта вскрытого горизонтальной скважиной для изотропных пластов, когда kвер=kгор КСДиД могут быть обработаны формулами, полученными для вертикальных скважин, что было выполнено в данной работе.