Рис. 2.23. Зависимости ∆ð2 è ∆p2/(aQ) îò Q при значительных изменениях µ и z
скважина работала 72 и 88 ч, и при этом зафиксированы одинаковые давления в трубном и затрубном пространствах. На 3-м и 4-м режимах при dä = 8 10–3 м продолжительность работы составляла соответственно 13 и 9 ч.
Давления в затрубном и трубном пространствах при работе скважин в те- чение 9 ч оказались выше, чем давления при работе в течение 13 ч, соответственно на ∆ðçàò = 0,6 è ∆ðá = 0,36 МПа. Это вполне естественно и свидетельствует о нестабилизации процесса распределения давления после пуска скважины. На следующих двух режимах при диаметрах диафрагмы 5 10–3 è 3 10–3 м скважина работала соответственно 11,2 и 15 ч. О низком качестве испытания свидетельствует тот факт, что температура газа при одинаковых диаметрах диафрагмы (12 10–3 м) оказалась 277 и 290 К. Кроме недостабилизации давлений и дебитов на режимах, а также несоблюдения изохронности процесса стабилизации, нарушен и процесс восстановления давления между режимами.
В связи с этим, несмотря на измерения забойных давлений глубинным манометром, результаты испытания не могут дать правильную информацию о параметрах пласта. Одной из причин плохого качества исходных данных является различие радиусов зон дренирования пласта на разных режимах работы скважины, связанных неидентичностью восстановления давления между режимами.
Для правильной интерпретации результатов испытания скважины, связанных с влиянием фактора времени, следует выделить влияние продолжительности испытания на параметры, используемые при интерпретации полученных результатов. К этим параметрам относят радиус зоны дренирования; пластовое давление (степень его восстановления); забойные давления (степень их стабилизации); дебиты (степень их стабилизации).
Для определения радиуса зоны дренирования на каждом режиме используем формулу
tñò = 0,1 Vµ/(pïë kh), |
(2.218) |
ãäå tñò – продолжительность работы на режиме, ч; V – объем пор дренируемой зоны, м3; µ – динамическая вязкость газа, мПа с, ðïë – пластовое давление, МПа; k – коэффициент проницаемости, мкм2; h – толщина пласта, м.
Объем пор дренируемой зоны
V = πR2hmαã; |
(2.219) |
R – радиус зоны дренирования, м; m – коэффициент пористости; αã – коэффициент газонасыщенности.
Исходные данные: m = 0,2, αã = 0,65, ðïë = 58,7 ÌÏà, k = 0,02 ìêì2, µ =
171
= 0,05 мПа с. Как видно из данных табл. 2.16, радиус зоны дренирования колеблется от 50,9 до 160 м. Различные значения R на разных режимах приводят к изменению коэффициентов à è b.
Рассмотрим влияние предельных значений радиуса зоны дренирования (R = 50,9 и 160 м) на коэффициенты фильтрационного сопротивления à è b, используя при этом для совершенных скважин формулу (2.218).
Для известных à = 0,27 è b = 0,00028, полученных при R = 500 ì è rñ = = 0,1,
|
|
à = |
a |
|
|
= |
0,27 |
= 0,0317; |
||
|
|
1 |
ln(r* /r“ ) |
8,517 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|||||
b |
= |
|
|
b |
= |
|
0,00028 |
|
≈ 0,000028. |
|
1 |
1/rc −1/r* |
10 − 0,002 |
||||||||
|
|
|||||||||
Тогда при R = 50,9 ì
a(R) = 0,0317 6,232 = 0,1976;
b(R) = 0,000028(10 – 0,0196) = 0,0002794;
ïðè R = 160 ì
a(R) = 0,0317 7,378 = 0,2338;
b(R) = 0,000028(10 – 0,00625) = 0,0002798.
Из расчетов видно, что изменение R от 50,9 до 160 м практически не влияет на коэффициент b, что вполне естественно, так как по сравнению с rñ = 0,1 м значения R = 50,9, 160 и 500 м практически не должны сущест-
венно |
изменить |
b. Коэффициент à(R) изменяется от à(50,9) = 0,1976 äî |
à(160) |
= 0,2338. |
Äëÿ R = 500 м коэффициент на 30 % больше, чем для |
R = 50,9 ì. |
|
|
Различные радиусы зоны дренирования на разных режимах испытания могут по-разному исказить форму индикаторной кривой, если эти изменения не носят закономерного характера (например, непрерывное уменьшение радиуса зоны дренирования от режима к режиму). Для случая, интересующего нас, т.е. для получения индикаторной кривой с выпуклостью к оси ∆ð2, необходимо, чтобы с увеличением депрессии на пласт уменьшался радиус зоны дренирования. Причем заметная кривизна индикаторной линии может наблюдаться при значительном уменьшении радиуса зоны дренирования в условиях больших депрессий на пласт. Расчеты показывают, что при прочих равных условиях, т.е. при постоянстве всех остальных параметров, входящих в формулу притока газа, выпуклость к оси ∆ð2 может быть при изменении радиуса зоны дренирования от 500 до 5 м на первом и последнем режимах соответственно. Причем основные изменения радиуса должны происходить на последних трех-четырех режимах. При нормальном подходе к исследованию скважин трудно допустить, что исследователь может сокращать продолжительность испытания на последних режимах до такой степени, чтобы радиус зоны дренирования равнялся 5 м. Для R = 5 м продолжительность работы на режиме tñò = 0,87 10–3 ÷.
Влияние недовосстановления пластового давления между режимами. Недовосстановление пластового давления между режимами в одинаковой степени (при соблюдении и других условий) может быть использовано как испытание скважины ускоренно-изохронным или экспресс-методами. Этот процесс может
172
|
|
|
|
Š = K ë , ö = 2.17 |
|
|
|
|
||
|
påƒ3ëü2=2/ ,“C/2=…, “*"=›,…/ , %K!=K%2*, ä=……/. " ƒ=",“,ì%“2, %2 2%÷…%“2, ðCë |
|||||||||
Номер |
|
∆p,2“2 ïðè |
∆ð2 ïðè ðïë |
|
Q, |
2 |
∆ð2/Q ïðè ðïë |
|||
ðåæè- |
ðç.èñò, ÌÏà |
ðïë = 11 ÌÏà |
11,1 ÌÏà |
10,9 ÌÏà |
|
3 |
∆pèñò /Q |
11,1 ÌÏà |
10,9 ÌÏà |
|
ìà |
|
|
òûñ. ì /ñóò |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
10,86 |
3,0 |
5,27 |
0,87 |
|
100 |
0,0300 |
0,0517 |
0,0087 |
2 |
|
10,68 |
7,0 |
9,15 |
4,75 |
|
200 |
0,0350 |
0,0457 |
0,0237 |
3 |
|
10,44 |
12,0 |
14,22 |
9,82 |
|
300 |
0,040 |
0,0474 |
0,0327 |
4 |
|
10,20 |
17,0 |
19,17 |
14,77 |
|
400 |
0,0425 |
0,0479 |
0,0369 |
5 |
|
9,95 |
22,0 |
24,21 |
19,81 |
|
500 |
0,0440 |
0,0484 |
0,0396 |
6 |
|
9,59 |
29,0 |
32,01 |
27,61 |
|
600 |
0,0463 |
0,0533 |
0,0460 |
7 |
|
9,16 |
37,0 |
39,31 |
34,91 |
|
700 |
0,0530 |
0,0561 |
0,0498 |
8 |
|
8,54 |
48,0 |
52,15 |
45,88 |
|
800 |
0,0600 |
0,0652 |
0,0573 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
привести к сильному искажению формы индикаторной кривой. При хаотиче- ском характере восстановления пластового давления между режимами форма индикаторной кривой может быть с выпуклостью как к оси ∆ð2, òàê è ê îñè Q. В ряде случаев индикаторная кривая может выглядеть как совокупность (разброс) точек, полученных на отдельных режимах.
Представляют интерес случаи, когда степень восстановления пластового давления от режима к режиму нарастает или убывает. Как правило, в обоих случаях при обработке индикаторных кривых используют заранее известное значение пластового давления.
Если пластовое давление, используемое при обработке результатов испытания методом установившихся отборов, намного ниже истинного, то сильно искаженными будут точки, получаемые на первых режимах, на которых, как правило, депрессия на пласт незначительна (табл. 2.17). Такие индикаторные кривые проходят ниже начала координат (рис. 2.24).
При расчетах принято, что забойные давления определены с высокой точ- ностью. Ошибка при установлении пластового давления – на 0,1 МПа больше (ðïë = 11,1 МПа) или меньше (ðïë = 10,9 МПа) истинного значения приводит к подъему или спуску индикаторной кривой относительно начала координат, поэтому вместо истинной индикаторной кривой 1 получаются кривые 2 è 3 соответственно (см. рис. 2.24). Подобное поведение индикаторной кривой характерно и для случая, когда пластовое давление определено точно, а забойное давление меньше (кривая 2) или больше (кривая 3) на 0,1 МПа, чем значения на всех режимах испытания.
Рис. 2.24. Зависимость ∆ð2 îò Q при ошибочном определении пластового давления:
1 – ðïë = ðèñò; 2 – ðïë = ðèñò + 0,1 ÌÏà; 3 – ðïë= ðèñò – 0,1 ÌÏà
173
Ò à á ë è ö à 2.18
Результаты испытания скважины и обработки данных в зависимости от точности pç
Íî- |
|
|
|
|
|
2 |
2 |
ñ0 |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
Q,3 |
|
|
∆p2 |
∆pèñò − |
; |
∆p2 |
∆p2 /Q |
∆pèñn − ñ1 |
|
|
||
ìåð |
ðç.èñò, |
òûñ. |
ðç.îø, |
∆pèñò /Q |
Q |
|
Q |
; |
∆ðîø |
|||||
ðåæè- |
ÌÏà |
ì |
/ñóò |
ÌÏà |
,“2 |
|
|
|
|
%ø |
îø |
|
|
|
ìà |
|
|
|
|
|
|
ñ0 = 70,6 |
|
|
|
ñ1 = 56 |
|
|
|
1 |
37,84 |
100 |
37,93 |
168,14 |
1,68 |
0,92 |
|
|
161,0 |
1,610 |
1,05 |
|
0,09 |
|
2 |
36,33 |
200 |
36,38 |
280,13 |
1,0 |
1,02 |
|
|
276,0 |
1,380 |
1,10 |
|
0,05 |
|
3 |
34,64 |
300 |
34,70 |
400,07 |
1,33 |
1,08 |
|
|
396,0 |
1,320 |
1,13 |
|
0,06 |
|
4 |
32,40 |
400 |
32,71 |
550,24 |
1,37 |
1,18 |
|
|
530,0 |
1,325 |
1,19 |
|
0,31 |
|
5 |
29,66 |
500 |
30,72 |
720,28 |
1,44 |
1,29 |
|
|
656,0 |
1,312 |
1,20 |
|
1,06 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Если при испытании скважины пластовое давление определено точно, а забойные давления с ростом депрессии на пласт закономерно завышены, то это приводит к уменьшению ∆ð2 и при условии сохранения прежней зависимости дебита от депрессии становится причиной образования индикаторной кривой с выпуклостью к оси ∆ð2. Рассмотрим этот случай на предыдущем примере. Допустим, что пластовое давление определено точно и равно ðïë = 11,1 МПа. Забойные давления определены неточно в результате нестабилизации процесса распределения давления в пласте на всех режимах и вследствие использования неточной формулы, причем с ростом дебита ошибка в значении забойного давления закономерно возрастает. Результаты испытания и расчетов приведены в табл. 2.18 и показаны на рис. 2.25.
При расчетах ∆p2 значение пластового давления принято равным ðïë = = 40 МПа. Данные табл. 2.18 показывают, что неточности в значениях забойных давлений (ошибка должна увеличиваться с ростом депрессии на пласт), особенно на последних двух режимах, весьма велики и равны ∆ðîø = 0,31 è 1,06 ÌÏà.
Теперь остановимся на возможности допущения таких ошибок. Опыт эксплуатации газоконденсатных, газонефтяных и газоводяных скважин показывает, что такие ошибки возможны. Они получены, например, при испытании скважин Средне-Ботуобинского, Вуктыльского, Оренбургского, Карачаганакского и других месторождений. Подобные ошибки обусловлены следующими факторами:
фазовые переходы газоконденсатных смесей по стволу скважины; изменение коэффициента гидравлического сопротивления в процессе ис-
пытания и эксплуатации;
Рис. 2.25. Зависимость ∆ð 2 îò Q при правильном (1) и ошибочном (2) определении забойного давления
174
отсутствие возможности использования затрубного давления при расчетах забойных давлений;
наличие столба жидкости в забое скважины; использованием приближенных формул для определения ðç и дебита сква-
жины; наличием забойного оборудования и потерь давления в них и др.
Если при обработке индикаторной кривой использовано заниженное зна- чение пластового давления, то темп образования кривой с выпуклостью к оси ∆ð2 резко возрастает. Поэтому, прежде чем утверждать об образовании кривой с выпуклостью к оси в результате включения нового газоили нефтенасыщенного интервала, необходимо проанализировать все другие факторы, приводящие к такой форме кривой.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНЫХ КРИВЫХ ВКЛЮЧЕНИЯ НОВЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ
Из приведенного выше материала по изучению влияния различных факторов на форму индикаторных кривых следует, что в отдельности такие параметры, как свойства газа и пористой среды, нестабилизация давления и дебита, очищение или загрязнение призабойной зоны, в большинстве случаев изменяются не столь существенно, чтобы сильно искажать форму этих кривых. Важно отметить, что влияние каждого из перечисленных факторов может быть с достаточной степенью точности учтено.
Наиболее неизученным фактором, влияющим на форму индикаторных кривых, является изменение толщины работающего интервала в процессе испытания скважин.
Аналитические методы оценки изменения формы индикаторной кривой показали, что выпуклость кривой к оси ∆ð2 образуется под влиянием многих факторов, перечень которых приведен выше. Интенсивность перехода индикаторных кривых от формы с выпуклостью к оси Q к виду с выпуклостью к оси ∆ð2 зависит от фильтрационных свойств пористой среды, последовательности подключения в работу скважины высокоили низкопродуктивных интервалов, а также от пластового давления вновь подключенных в работу пропластков.
Для изучения влияния последовательности включения в работу скважины высокоили низкопродуктивных интервалов с одинаковыми пластовыми давлениями создана экспериментальная установка, моделирующая залежь с пятью пропластками (рис. 2.26). Установка состоит из баллона 1 с газом, манометров, моделей пластов I–V, редуктора, соединительных линий и расходомера 2. C ее помощью можно определить параметры каждого из пропластков в отдельности, совместно всех пропластков и в любом их сочетании и последовательности. Это позволяет снять индикаторные кривые с подключением интервалов с закономерно ухудшающимися параметрами, а также с подключением интервалов, параметры которых изменяются произвольно.
Поочередно исследовали две модели. Различные пористые среды создавали путем перемешивания кварцевого песка с маршаллитом в различных соотношениях (табл. 2.19, 2.20). Индикаторные линии, построенные с учетом дебитов всех моделей, показаны на рис. 2.27. Кривые 1–5 соответствуют моделям I–V,
175
Ò à á ë è ö à 2.19
Результаты опытов по изучению параметров отдельных интервалов
ðâõ, ÌÏà |
ðâûõ2, ÌÏà |
∆ð2, ÌÏà2 |
QR 10–3, ì3/ñ |
∆p2 |
ðâûõ1, ÌÏà |
∆p2 , ÌÏà |
Q1 10–3, ì3/ñ |
∆p2 |
ðâûõ3, ÌÏà |
∆p2 , ÌÏà2 |
|
|
|
|
Q2 |
|
1 |
|
Q1 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
0,30011 |
0,10963 |
0,07805 |
0,537 |
0,144 |
0,11654 |
0,07648 |
0,710 |
0,1021 |
0,10472 |
0,07910 |
0,28011 |
0,10811 |
0,06677 |
0,470 |
0,142 |
0,11306 |
0,6568 |
0,630 |
0,0979 |
0,10374 |
0,06769 |
0,26011 |
0,10639 |
0,05634 |
0,410 |
0,137 |
0,11031 |
0,05549 |
0,580 |
0,0887 |
0,10305 |
0,05704 |
0,24011 |
0,10492 |
0,04664 |
0,350 |
0,133 |
0,10806 |
0,04598 |
0,480 |
0,0875 |
0,10237 |
0,4717 |
0,22011 |
0,10374 |
0,03769 |
0,285 |
0,132 |
0,10599 |
0,03721 |
0,410 |
0,0810 |
0,10168 |
0,03811 |
0,20011 |
0,10261 |
0,02952 |
0,230 |
0,128 |
0,10423 |
0,02918 |
0,330 |
0,0763 |
0,10099 |
0,02985 |
0,18011 |
0,10178 |
0,02208 |
0,170 |
0,130 |
0,10286 |
0,02186 |
0,250 |
0,0714 |
0,10079 |
0,02228 |
0,16011 |
0,10109 |
0,01542 |
0,120 |
0,128 |
0,10168 |
0,01529 |
0,179 |
0,0627 |
0,1060 |
0,01551 |
0,14011 |
0,10069 |
0,00941 |
0,078 |
0,124 |
0,10099 |
0,00943 |
0,108 |
0,0500 |
0,10040 |
0,00955 |
0,12011 |
0,10050 |
0,00433 |
0,035 |
0,124 |
0,10060 |
0,00431 |
0,051 |
0,0600 |
0,10021 |
0,00438 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å |
ò à á ë . |
2.19 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q3 10–3, ì3/ñ |
∆p2 |
ðâûõ4, ÌÏà |
∆p2 , ÌÏà2 |
Q4 10–3, ì3/ñ |
|
∆p2 |
|
ðâûõ5, ÌÏà |
∆p2 , ÌÏà2 |
Q5 10–3, ì3/ñ |
∆p2 |
|
Q3 |
|
4 |
|
|
Q4 |
|
|
5 |
|
Q5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
0,350 |
0,02260 |
0,10963 |
0,07805 |
0,310 |
|
0,02516 |
|
0,10099 |
0,079867 |
0,152 |
0,05254 |
0,300 |
0,02256 |
0,10305 |
0,06784 |
0,270 |
|
0,02512 |
|
0,10089 |
0,06828 |
0,132 |
0,05172 |
0,253 |
0,02254 |
0,10246 |
0,05716 |
0,230 |
|
0,02485 |
|
0,10079 |
0,05749 |
0,1105 |
0,05203 |
0,210 |
0,02246 |
0,10197 |
0,04725 |
0,190 |
|
0,02486 |
|
0,10079 |
0,04749 |
0,092 |
0,05162 |
0,170 |
0,02236 |
0,10139 |
0,03817 |
0,154 |
|
0,02478 |
|
0,10069 |
0,03831 |
0,074 |
0,05177 |
0,134 |
0,02230 |
0,10089 |
0,02987 |
0,121 |
|
0,02469 |
|
0,10060 |
0,02992 |
0,058 |
0,05158 |
0,100 |
0,02228 |
0,10069 |
0,02230 |
0,090 |
|
0,02477 |
|
0,10050 |
0,02234 |
0,0435 |
0,05135 |
0,0698 |
0,02222 |
0,10060 |
0,01551 |
0,063 |
|
0,02461 |
|
0,10040 |
0,01556 |
0,0305 |
0,05102 |
0,0431 |
0,2215 |
0,10060 |
0,00951 |
0,0385 |
|
0,2470 |
|
0,10040 |
0,00955 |
0,0190 |
0,05026 |
0,0200 |
0,2190 |
0,10040 |
0,00435 |
0,0177 |
|
0,02458 |
|
0,10021 |
0,00438 |
0,0088 |
0,04977 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
