- •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
5.2 Методы обработки квд
Расчетные формулы для определения по КВД параметров пласта получены для пласта конечного и “бесконечного” размеров, в которых находится исследуемая скважина. Формулы, полученные для “бесконечного” пласта, применяются в тех случаях, когда в процессе исследования скважины, границы области дренирования не сказываются на поведении этой скважины.
Обработка КВД, снятой в скважине для условия “бесконечного” пласта, зависит от продолжительности ее работы до остановки.
Если время работы скважины Т до снятия КВД значительно больше времени, необходимого для восстановления давления, t (Т≥20∙t), то КВД обрабатываются по формуле:
(5.17)
; (5.18)
Обозначения, принятые в формулах (5.17) и (5.18) аналогичны обозначениям в формуле (5.1).
Для определения параметров пласта необходимы результаты измерения обработать в координатах P2з(t) от lg t. Такая обработка данных исследования по формуле (5.10) позволяет определить α как отрезок, отсекаемый на оси P2з(t), и β как тангенс угла наклона прямой. При размерностях Q0 – тыс.м3/с, μ в Па∙с, æ – м2, h – м, Рат – Па, Т – К величина β будет определяться формулой:
β=4,23Q0μплZплТпл/khТст (5.19)
По найденным значениям α и β определяют проводимость пласта kh/μ, а при известном коэффициенте b величину по формуле:
(5.20)
Если скважина совершенна, то Rc.пр=Rc, и тогда
(5.21)
Так как æ=kPnл/mμ, то при известных α, β и b определяют:
или mh=hkPnл/æμ (5.22)
При известных коэффициентах æ, α, β и b можно вычислить приведенный радиус скважины:
В случае, когда продолжительность работы скважины перед закрытием Т соизмерима с продолжительностью процесса восстановления давления t, т.е. Т<20∙t, то обработку следует вести по формуле:
(5.23)
Формула (5.16), полученная для ограниченного пласта, нужно использовать в тех случаях, когда в процессе исследования скважины на ее поведении сказывается условие на границе пласта, например при влиянии работы соседних скважин, расположенных в кусте. В таких случаях результаты измерения обрабатываются в координатах от t, в результате определяются α1 как отрезок, отсекаемый на оси , и тангенс угла β1. Согласно формуле (5.16), α1 и β1 определяются по формулам:
α1=lg(1,11·β) и β1=2,51æ/R2к (5.24)
где Rк – радиус контура питания, на котором давление в процессе снятия КВД остается постоянным. Определив из графика коэффициент α1 с помощью формулы (5.24) вычисляют β и далее kh/μ, а также, используя значения β и β1 другие параметры пласта. В частности, параметр æ/R2к=β1/2,51 и газонасыщенный объем залежи, дренируемой исследуемой скважиной:
V=πmhR2к=77,79khPпл/μβ1 (5.25)
При известном Rк величину mh определяют по формуле:
(5.26)
5.3 Влияние различных факторов на форму квд, снятых в газовых скважинах
Предложенные выше методы обработки КВД получены для условий мгновенного закрытия скважины, работающей в однородном пласте при изотермическом процессе восстановления давления. В реальных скважинах соблюдение этих и многих других условий невозможно. Поэтому КВД, обработанные приведенными выше методами, имеют форму, отличающуюся от прямой в полулогарифмических координатах. Причем искажение формы КВД происходит на разных ее участках в зависимости от того, каким фактором оно вызвано. По результатам исследования и обработки КВД наряду с другими параметрами определяют приведенный радиус скважины и так называемый “скин-эффект” – SR, определяемый по формуле:
(5.27)
где kпл, kпр проницаемости пласта и призабойной зоны; Rпр, Rс радиусы загрязнения призабойной зоны и скважины; С коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта.
На практике формы КВД в газовых скважинах искажаются под влиянием различных факторов. К ним относятся:
– приток газа после закрытия скважины;
– допущения, принятые для решения исходного дифференциального уравнения;
–неоднородность пористой среды по толщине и площади, неизотермичность процесса восстановления давления;
–технологические процессы до остановки скважины;
– изменение параметров газа и пористой среды от давления и температуры.
Естественно, что в основном на форму КВД одновременно оказывают влияние почти все факторы. Однако имеется ряд факторов, влияния которых можно избежать, если заранее составить обоснованную программу исследовательских работ.
Рисунок 5.1 – Различные формы КВД, полученные в результате влияния неоднородности пласта, технологических факторов и изменения свойств пористой среды и газа.
Различные формы искаженных кривых восстановления давления показаны на рисунке 5.1. В целом эти кривые можно разделить на три категории, т.е. кривые у которых искажены только начальные участки или конечные участки, а также кривые, у которых искажены и начальные и конечные участки.
Начальные участки кривых восстановления давления искажаются из-за: продувки скважин перед снятием кривой восстановления давления с большой депрессией на пласт; притока газа к скважине после ее закрытия; в результате загрязнения или очищения призабойной зоны по сравнению с параметрами пласта за пределами призабойной зоны; многопластовости залежи с различными параметрами.
Конечные участки кривых восстановления давления искажаются под влиянием: резкого ухудшения параметров или выклинивания основного пласта; остывания ствола скважины после остановки и сильного снижения температуры газа на месторождениях с высокой пластовой температурой; перераспределения давления в затрубном и трубном пространствах при наличии столба жидкости в стволе скважины и др.
Совокупность влияния всех факторов одновременно приводит к искажению как начального, так и конечного участка. Искажение формы кривых восстановления давления происходит и в процессе разработки месторождения. Например кривые, имеющие неискаженную форму в начале разработки, искажаются со временем. В результате выпадение, накопление в призабойной зоне и частичный вынос конденсата из этой зоны. Перед обработкой кривых восстановления давления исследователь должен ознакомиться с характеристикой залежи, хронологией исследования данной скважины и отдать предпочтение той или иной методике, учитывающей ожидаемые изменения параметров. Ниже изложен характер влияния отдельных факторов на форму КВД.
Приток газа к скважине после ее закрытия на устье искажает начальный участок КВД, обработанной в координатах P2з(t) от lgt. При этом КВД имеет вид, показанный на рисунке 5.1а. Аналогичное искажение начального участка КВД вызывает и нарушение линейного закона фильтрации газа в призабойной зоне.
При значительном отклонении параметров призабойной зоны от параметров пласта, что может иметь место в результате загрязнения или очищения призабойной зоны в процессах вскрытия пласта и эксплуатации скважины, а также в результате проведения работ по интенсификации или ремонту скважин, начальный участок КВД может отклоняться вверх или вниз. Если параметры призабойной зоны лучше параметров пласта, то начальный участок КВД отклоняется вверх, а если параметры пласта лучше параметров призабойной зоны, то начальный участок искривляется вниз (см. рисунок 5.1б). Если искривление начального участка вниз связано с притоком газа после закрытия скважины, то обработкой КВД с учетом притока можно выпрямить это искривление. Если учет притока не выпрямляет этот участок, то это означает, что на начальный участок влияют и другие факторы.
В ряде случаев при закрытии скважины на снятие КВД допускают запаздывания, т.е. отсчет времени на восстановление давления начинают раньше, чем закрывается скважина. Форма КВД с запаздыванием закрытия показана на рисунке 5.1в. Время запаздывания t0 может быть определено путем построения КВД в координатах P2з(t) от lg t и проведением прямой от точки со значением Р2з0 параллельно оси абсцисс. Точка пересечения КВД с этой прямой будет соответствовать началу закрытия скважины. В этом случае коэффициент α определяется как отрезок, отсекаемый на оси P2з(t). При этом ось P2з(t) перемещается вправо на величину lg t0, т.е. новая ордината проводится через точку lg t0 параллельно ординате, проведенной от начала координат.
Если КВД снята по замерам на устье фонтанных труб или эксплуатационной колонны, по которым работала до остановки скважина, то первые точки КВД могут оказаться ниже, чем начальное забойное давление. Начальный участок таких КВД характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки скважины перед закрытием с большим дебитом. Форма таких КВД показана на рисунке 5.1г.
Если в зоне дренирования скважины имеются низкопроницаемые или непроницаемые пласты ограниченных размеров, то КВД имеет форму, показанную на рисунке 5.1ж. Характерной особенностью таких КВД является наличие двух параллельных участков с одинаковыми уклонами начального и конечного участков КВД. Между этими участками может находиться еще прямая с уклоном, в 2 раза превышающим уклоны начального и конечного участков. Используя эту КВД, по формуле (5.10) можно определить расстояние до ближайшей точки экрана.
Форма конечных участков КВД зависит от числа и конфигурации экранов, методики обработки КВД, учета неизотермичности процесса восстановления давления при снятии КВД по устьевым замерам и т.д. (см. рисунок 5.1дк).
Если пласт состоит из двух частей с разными коллекторскими свойствами и имеет гидродинамическую связь, то на КВД выделяются два прямолинейных участка. При этом если проницаемость второй части k2 больше проницаемости первой части k1, то уклон второго участка меньше уклона первого, а если k2<k1, то уклон второго участка больше уклона первого. Отклонения уклонов имеют следующую зависимость:
(5.28)
В предельном случае, когда k2=0, из формулы следует, что β2/β1=2.
Конечные участки КВД искажаются и за счет влияния условий на границах пласта. Так, например, при обработке КВД методом Хорнера в случае применимости модели “бесконечного” пласта конечный участок КВД должен лежать на прямой, по которой определяется пластовое давление. Такая обработка показана на рисунке 5.4л.
Если скважина расположена в ограниченном пласте и граница пласта сказывается на результатах исследования, то конечный участок КВД искривляется вниз от прямой, по которой определяются параметры пласта (см. рисунок 5.4е).