- •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. Влияние неоднородности пластов по площади на форму квд
Одним из основных факторов, влияющих на форму КВД, является неоднородность по площади. Под площадной неоднородностью понимают зоны с ухудшенной проницаемостью, тектонические и литологические изменения, выпадение конденсата в пласте, близость нефтяной оторочки и газоводяного контакта и др.
В тех случаях, когда фильтрационные параметры зоны дренируемой скважины изменяются непрерывно, КВД, обработанные в координатах, полученных для различных моделей задач и методов решения, имеют, как правило, стандартный вид и поддаются обработке. При этом чаще всего достоверно интерпретируются параметры при забойной зоны. Этим объясняется и то, что в неоднородных пластах по соседним скважинам получают различные параметры.
В пластах с резко выраженной неоднородностью (экранами) в зависимости от конфигурации и числа экранов и их размеров может быть несколько прямолинейных участков. Если исследуемый пласт имеет один экран бесконечной протяженности, то на КВД отмечаются два прямолинейных участка. Такой же характер имеет КВД при асимметричном положении скважины относительно экранов, т.е. когда расстояние от скважины до ближайшего экрана на порядок меньше, чем до других экранов. Для определения расстояния до экрана используется точка пересечения прямолинейных участков, т.е.
(5.34)
где t1 – время, соответствующее точке пересечения прямолинейных участков, с; k1 – пьезопроводность первого участка, м2/с.
Если на КВД нет четко выраженного второго участка, но заметна тенденция к искривлению первого участка, то расстояние до предполагаемого экрана определяется формулой
(5.35)
где – время, соответствующее началу искривления, первого участка, с.
Если учесть продолжительность работы скважины перед закрытием, то расстояние до экрана определяется по формуле:
. (5.36)
Если отношение угловых коэффициентов выделенных прямых на КВД pi и Рз больше двух, т.е. Р2/Pi>2. то полученный результат следует рассмотреть как КВД, снятой в пласте с двумя и более прямолинейными границами. Например, с двумя экранами, имеющими общую точку “0”, как показано на рисунке 5.9. Угол раствора в точке пересечения экранов равен:
α=360∙β1/β2. (5.37)
Рисунок 5.4 – Зависимость от lg t, полученная в скважине, дренирующей клиновидный пласт.
Если при аппроксимации конечного участка недовосстановленных КВД не удается выделить четкий прямолинейный участок, то, согласно [29], формула (5.37) позволит получить угол раствора.
В целом КВД, снятые в пластах с непроницаемыми экранами, могут иметь сложную форму. При небольшом расстоянии до экрана с высокой пьезопроводностью k или при продолжительном притоке газа к скважине после закрытия может отсутствовать и начальный прямолинейный участок. Конечный участок может отсутствовать при малой k и больших расстояниях до экрана.
Для увеличения размера первого участка необходимо продлить время работы скважины до остановки на постоянном режиме, а размеры конечного участка можно увеличить путем увеличения продолжительности процесса восстановления. Наличие экрана в окрестности скважины может быть правильно спрогнозировано при условиях Т≥2а2/k; t≥5а2/k, где T и t – продолжительности работы скважины на постоянном режиме перед закрытием и в процессе снятия КВД соответственно, с; а – расстояние до ближайшей границы пласта.
Программа на языке “PL-1” для интерпретации КВД в пласте с тектоническими и литологическими неоднородностями имеется под названием “Интерпретатор-М” зарегистрирована в ОФАП ОАО “Газпром”.