4.14 Ускоренные методы исследования скважин с длительной стабилизацией давления и дебита на квазистационарных режимах фильтрации

В скважинах, вскрывших пласты с низкими коллекторскими свойствами, процессы стабилизации и восстановления давления при их пуске и остановке происходит медленно. Это приводит к значительной затрате сил и средств для испытания скважин на стационарных режимах фильтрации. Поэтому исследование скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, на стационарных режимах фильтрации становится нецелесообразным. Для скважин вскрывших пласты с длительной стабилизацией забойного давления и дебита предложены различные модификации метода установившихся отборов, позволяющие ускорить процесс исследования.

Стандартный метод исследования на стационарных режимах фильтрации требует полной стабилизации забойного давления и дебита скважин на каждом режиме и полного восстановления давления между режимами.

Время необходимое для полной стабилизации забойного давления и дебита может быть оценено по формуле (4.2).

4.14.1 Изохронный метод исследования скважин

Одним из ускоренных методов исследования на стационарных режимах фильтрации является изохронный. Сущность метода заключается в том, что при испытании скважины с одинаковыми отрезками времени на режимах будет получена индикаторная кривая, характеризующая работу скважины выбранного отрезка времени. При этом обязательным условием является необходимость после каждого режима работы скважины ее остановка и восстановление давления до пластового. Основное условие изохронного метода испытания скважины является предположение о том, что радиус дренированной области не зависит от создаваемых величин депрессии на пласт.

Это означает, что при одинаковой продолжительности времени работы t_р на различных депрессиях, радиус зоны дренирования будет постоянным.

Характер изменения устьевого давления во времени при изохронном методе исследования показан на рисунке 4.14.

Рисунок 4.14 – Характер изменения давления во времени при исследовании скважины изохронным методом:

1÷12 точки замеров давления, температуры и дебита скважины; и– соответственно время необходимое для полного восстановления и частичной стабилизации давления и дебита. Продолжительность процесса восстановления давлениясут в зависимости от размеров фрагмента и проницаемости пласта;– продолжительность работы скважины на каждом режиме максимально равноемин.

Для нелинейного закона фильтрации газа к скважине результаты испытания изохронным методом следует обрабатывать по формуле:

(4.54)

где P_з(t_p) – забойное давление, соответствующее времени, t_p; t_p – время работы скважины, принимаемое 40≤t_р≤60 мин и одинаковое на всех режимах; Q(t_p) – дебит скважины, соответствующий конце времени t_p; a(t_p), b(t_р) – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от свойств пористой среды и насыщающих ее жидкостей и газов, а также от радиуса зоны дренирования. При величине t_p, равной времени полной стабилизации давления и дебита t_ст, радиус зоны дренирования доходит до контура питания, т.е. до R_к. Чем больше t_p, тем ближе значение a(t_p) к истинному значению а_ис.

Структура коэффициента a(t_p) при изохронном методе исследования скважины имеет вид:

или (4.55)

где ; μ, Z – соответственно коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления, температуры и состава газа. Учет влияния давления и температуры газа на результаты испытания будет рассмотрен отдельно; T_пл, T_ст – пластовая и стандартная температуры; h – толщина пласта; k – коэффициент проницаемости пласта; R_c – радиус скважины; R(t_p) – радиус зоны дренирования, охваченный скважиной за время работы t_p.

При постоянстве всех параметров, входящих в формулу (4.55), величина a_в(t_p) зависит только от R(t_p).

Величина b_в также зависит от продолжительности стабилизации давления и дебита скважины. Структура коэффициента b_в для совершенной скважины имеет вид:

или

(4.56)

где ;l – коэффициент макрошероховатости, зависящий от пористости, проницаемости, формы и извилистости фильтрационных каналов. Из (4.56) видно, что коэффициент b(t_р) практически не зависит от величины R(t_р).

Причина быстрой стабилизации коэффициента b_в связана с радиусом зоны дренирования R(t_p) и радиусом скважины R_с на коэффициент b_в. Радиус скважины R_с для газовых скважин колеблется в пределах 0,075÷0,127 м. При R_c=0,1 м и радиусе зоны дренирования R(t_p)=50 м, коэффициент b_в будет b_в=b^*(1/0,1–1/50)­≈10b^*.

Это означает, что коэффициент b_в практически не зависит от продолжительности работы скважины на режимах.

Оправданное пренебрежение влияния времени работы скважины на коэффициент b_в позволяет определить его значение по нестабилизированным значениям забойных давлений Р_з.i(t_р) и дебитов Q(t_р) на различных режимах. Обработка результатов испытания в координатах [Р²_пл–P²_з(t_p)]/Q(t_p) от Q(t_p), позволяет определить коэффициент a(t_p) как отрезок, отсекаемый на оси координат, и коэффициент b_в как тангенс угла наклона прямой. Знание практически точного значения коэффициента b_в по нестабилизированным величинам забойных давлений и дебитов позволяет определить и истинное значение а_ис. Для определения истинного значения коэффициента а_ис можно использовать два метода.

1. При известном коэффициенте b_в для определения истинного значения коэффициента а_ис, соответствующего стабилизированным величинам забойных давлений и дебитов, необходимо на одном из режимов дожидаться полной стабилизации забойного давления и дебита, используя уравнение:

(4.57)

где b – коэффициент, определяемый по результатам исследования скважины изохронным методом b(t_р)≈b(t_ст) ; P_з(t_ст) – забойное давление на режиме, с которым эксплуатируется скважина после полной стабилизации; Q(t_ст) – дебит скважины после полной стабилизации работы на данном режиме; t_ст – время, необходимое для стабилизации давления и дебита на одном из режимов работы скважины.

2. Зная величину a(t_p) по результатам испытания скважины изохронным методом, истинное значение коэффициента а_ис можно определить по формуле:

(4.58)

где значения t_ст и t_p определяются по формуле (4.2); β – тангенс угла наклона кривой восстановления давления, обработанной в координатах P²_з(t) от lgt. При испытании скважины изохронным методом одним из обязательных условий является полное восстановление давления между режимами. Это означает, что при испытании скважины изохронным методом число КВД будет равно числу режимов. Для определения истинного значения коэффициента а_ис необходимо одну из КВД обработать в координатах P²_з(t) от lgt. Далее, определив β, а также t_ст и t_p, находят истинный коэффициент а_ис по формуле (4.58).

Если на кривую восстановления давления влияет зона с ухудшенной проницаемостью пласта, т.е. кривая восстановления давления состоит из двух участков, то истинное значение а_ис определяется по формуле

(4.59)

где t₁ время, соответствующее точке пересечения двух прямолинейных участков кривой восстановления давления, построенной в координатах P²_з(t) от lgt; β₁, β₂ – угловые коэффициенты первого и второго прямолинейных участков кривой восстановления давления.

При выборе режима испытания следует обратить особое внимание на следующие факторы.

1. Дебиты скважины на всех режимах испытания должны обеспечить вынос с потоком газа жидких и твердых примесей и исключить возможность образования жидкой и песчаной пробок. Образование пробки или очищение забоя от нее в процессе испытания приводит к изменению коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений от режима к режиму является одним из факторов, влияющих на форму индикаторных кривых.

2. Параметры режима должны исключить возможность образования кристаллогидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины.

3. Режим скважины должен исключить возможность подтягивания конуса подошвенной воды в процессе испытания.

Основным недостатком изохронного метода является необходимость полного восстановления давления между режимами.

Форма записи исходных данных и обработки результатов при проведении исследования изохронным методом приведены в приложении.