- •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
5.4.2 Учет неизотермичности процесса восстановления давления
Учет изменения температуры газа в процессе восстановления давления производится в том случае, если забойное давление не определяется замером на забое с помощью глубинных манометров, а рассчитывается по замеренным устьевым давлениям. Обычно при расчете забойного давления по устьевым в качестве Tср в формулу подставляется среднелогарифмическое значение по фактическим Ту и Тз в каждый момент времени. Если температура газа в пласте высокая, то устьевая температура в процессе эксплуатации также будет высокой. При закрытии таких скважин в процессе восстановления давления температура газа в стволе постоянно снижается, приобретая в конечном итоге температуру земной коры. При этом интенсивность восстановления давления на устье скважины зависит от интенсивности повышения давления, в свою очередь зависящей от проницаемости пласта и от интенсивности остывания газа в стволе скважины после ее закрытия.
Если пласт высокопроницаемый (десятые доли мкм2) и температура газа в пласте высокая (более 50°С), то по истечении нескольких часов происходит уменьшение давления на устье скважины. Поэтому конечный участок КВД искривляется вниз к оси lg t. Если пласт низкопроницаемый, то интенсивность снижения температуры и повышения давления выравнивается и, поэтому конечный участок КВД принимает стандартный вид. Искажение конечного участка КВД под влиянием снижения температуры газа может быть учтено при наличии данных об изменении температуры газа во времени после остановки скважины. Изменение температуры во времени после остановки скважины может быть определено двумя способами: путем непосредственного измерения на уровне нейтрального слоя или аналитическим путем по формуле:
Tнс(t)=Tнс+[Тг(t=0)–Tнс]exp[–5,78at/ R2к]. (5.38)
где Тнс – температура нейтрального слоя; Tг(t=0) – температура газа на глубине нейтрального слоя перед остановкой скважины; а – температуропроводность пласта на уровне нейтрального слоя, м2/с; Rк – радиус теплового влияния скважины, м. Значение а для различных пород приведено в таблицах 3.5 и 3.6 или может быть определено при известных Tнc(t), если использовать глубинный термометр. При этом необходимо, чтобы Тнс(t) было измерено для достаточно больших t, что обеспечит приемлемую точность определения a/R2к. Ориентировочно величина t оценивается неравенством . Большой практический интерес представляет знание продолжительности периода стабилизации температуры tст после которой температура газа в стволе скважины остается постоянной и не влияет на форму КВД. Величина tст определяется по формуле:
. (5.39)
Таким образом, при определении забойного давления во времени по устьевым замерам давления в скважинах с высокой температурой газа на устье и быстрым восстановлением давления необходимо учесть остывание газа в стволе после остановки скважины.
На рисунках 5.2 и 5.3 показаны изменения давления и температуры реальной скважины во времени. Эти данные использованы в качестве примера обработки КВД с учетом изменения температуры газа после остановки скважины.
Рисунок 5.2 – Изменение давления на устье скважины в процессе снятия КВД.
Рисунок 5.3 – Стабилизация температуры газа в скважине на глубине нейтрального слоя после ее остановки.