Исследование скважин и пластов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 2 - Технология КВУз, измерения забойного давления в процессе роста

динамического уровня в скважине: 1,2 – кривые изменения во времени соответственно Q и давления P

Длительность регистрации КВУ должна быть не менее 1-2 суток.

Кратковременные КВУ. длительностью несколько часов, должны быть исключены из комплекса ГДИС, как абсолютно неинформативные.

Кривые изменения давления, динамического уровня н дебита во времени при реализации технологий КВУу и КВУз приведены на рис. 1,

2.

Особенности исследований скважин с динамическим уровнем В рассмотренных ранее случаях алгоритм интерпретации

базировался на том, что влияние процесса заполнения ствола скважины (послепритока) существенно сказывается только на ранней стадии цикла исследований. В последующем этот эффект нивелируется и усиливается влияние массопереноса по пласту, что позволяет разделить при интерпретации эффекты притока в скважину и работы пласта. На этом, в частности, основана рассмотренная в предыдущих разделах интерпретация ГДИС в фонтанных и нагнетательных скважинах.

Таким образом, полезно исследовать и малодебитные, непереливающие скважины. Но в последнем случае для этого нужны специальные технологии проведения работ. Необходимо проводить измерения при пуске или при изменении режима (с использованием соответственно подобранного насоса), либо же выполнять измерения в статике при закрытии скважины на забое. Если невозможно обеспечить соблюдение подобных требований, то при формальном использовании

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

методик интерпретации, разработанных для условий малого послепритока, можно получить ошибочные и противоречивые результаты.

Одним из наиболее типичных объектов, где встает обозначенная проблема, являются скважины, исследуемые в процессе роста динамического уровня (механизированного фонда или осваиваемые

путем свабирования, компрессирования).

Технология исследования таких скважин включает:

■

получение

кривых

снижения

динамического

уровня

в

стволе,

при эксплуатации или освоении скважины в затрубье зат и нкт

нкт ■

получение

кривых

изменения

во времени забойного

,

буферного

буф

и

затрубного

зат

давлений в процессе

подъема

динамического уровня в стволе.

Забойное

буф

и

зат

определяются на устье скважины.

Величины

давление может

быть

непосредственно

замерено

глубинным манометром (что предпочтительнее) или рассчитано по величине устьевого давления и динамического уровня. В соответствии с этим различают две технологии исследований: «КВУ-э» (в основе которой замеры уровня эхолотом) и «КВУ-з» (в основе которой замеры

давления на забое в процессе роста уровня). Использование данных эхолота ограничено приближенными оценками дебита и продуктивности, их более глубокая интерпретация весьма сомнительна. Исследования по технологии «КВУ-з» более информативны, В благоприятных условиях

результаты таких замеров можно использовать для определения практически полного спектра параметров пласта. Рассмотрим способы интерпретации ГДИС по перечисленным технологиям.

Связь значений давления и дебита в скважинах с динамическим уровнем

Малодебитные скважины с пластовым давлением ниже гидростатического исследуются в процессе притока жидкости после снижения уровня в стволе. Рост давления в процессе притока отражает как гидродинамические параметры пласта, так и интенсивность притока (дебит пласта). Поведение давления и дебита подчиняется следующим закономерностям.

Пусть dP - изменение давления на фиксированной глубине ниже

уровня за время dt, dH - изменение отметки уровня за это же время.

Тогда: = ∙ ∙ ,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

= ∙ ,

(1)

= где w - скорость перемещения уровня, q - дебит, S - площадь

сечения потока (внутреннего сечения колонны),

- плотность флюида.

= ∙ ∙ ∙ =

∙ ∙ ∙

Из (1) следует:

или

= ∙ ∙ . (2)

Решая это дифференциальное уравнение, получим:

∙ ∙

∙ ∙ факт , (3)

пл− = ∙( пл−) =

факт =

факт

Где

коэффициент,

продуктивности

считается постоянным:

(пл − ) = −

+

∙ ∙ факт∙

)

,

(4)

− = С ∙ (

или

∙ ∙ факт∙ ,

Величинупл

(5)

коэффициента С можно определить из условия: при t=0;

= с_нач

откуда следует

С = пл − с_нач

(где

с_нач

— давление на забое

пл−

= ( ∙ )

пл− с_нач

скважины в момент начала подъема уровня). Итак, окончательно:

=

(6)

∙ ∙ факт.

Это соотношение известно как формула Маскета (Яковлева) и широко используется при обработке КВУ. Следует еще раз подчеркнуть, что в его основе лежит допущение о постоянной величине коэффициента продуктивности, которое соблюдается лишь приближенно. Чем меньше изменение давления (дебита) во времени, тем точнее это приближение. На начальной стадии восстановления уровня непосредственно после резкого изменения депрессии на пласт использование подобных соотношений чаще всего недопустимо.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экспресс-оценка дебитов и давлений по замерам динамического

уровня

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экспресс-оценка давлений по замерам динамического уровня

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Аналогичные расчеты для добывающих скважин с большим газосодержанием продукции выполняются с помощью специализированных алгоритмов с использованием эмпирических зависимостей, учитывающих различие в расходных содержаниях газовой и жидкой компонент - эффект проскальзывания легкой фазы.

Основной недостаток подобных алгоритмов состоит в том, что в них в качестве входных данных присутствуют параметры, достоверной информации о которых, как правило, нет. Существуют методики «обучения» расчетных зависимостей, позволяющие определить неизвестные параметры путем сравнения результатов прямых измерений и расчетов в контрольных скважинах. Но даже при этом не всегда удается добиться приемлемой точности расчетов. То есть необходимо в ответственных случаях отказываться от косвенных оценок забойного давления по уровню в пользу их непосредственного измерения. В случае же использования замеров уровней нужно четко понимать, что достоверность подобных расчетов при сложном составе продукции скважины, как правило, невысока.

Экспресс-оценка дебитов по темпу изменения забойного давления

во времени Для расчета дебита по темпу изменения забойного давления

применяется соотношение (2). Формула используется с параметрами

НКТ или затрубья в зависимости от того, по какому пространству рассчитывается дебит в конкретной скважине. Результаты подобного расчета представлены на рис. 3.

Рисунок 3 – Оценка дебита по темпу изменения забойного давления во времени в комплексе «ГидраТест»: 1- кривая давления; 2,3,4,5 – результаты

расчета при различных сглаживающих фильтрах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Достоверной оценки, как правило, удается добиться, если сжи-

маемость флюида невелика и этим параметром можно пренебречь. Еще один недостаток указанного способа расчетов состоит в том, что необходимо знать величину плотности поступающей в ствол смеси. Достоверные данные о плотности удается получить лишь в скважинах, работающих однофазной продукцией (чистой водой или чистой нефтью с небольшим газовым фактором).

При притоке в ствол водонефтяной смеси точность оценки дебита снижается вследствие того, что из-за малодебитности таких скважин

смесь флюидов в стволе имеет пробковую структуру потока. В этом случае скорости движения фаз отличаются друг от друга, плотность заполнителя ствола сильно меняется по глубине и перестает соответствовать плотности поступающей в ствол продукции.

Наличие в продукции газа усиливает названный эффект. Кроме того, начинает сказываться изменение по глубине и во времени сжимаемости заполнителя ствола. В этом случае достоверность количественной оценки дебита резко снижается.

Оценка расходной плотности по кривым изменения во времени забойного давления и динамического уровня

Итак, возможны количественные оценки параметров состояния скважины, как по величине забойного давления, так и по величине

динамических уровней.

Результаты совместных (синхронных) замеров забойного давления и положения уровня могут быть полезны для приближенной оценки состава притекающего флюида. Исходные данные в этом случае

обрабатываются следующим образом.
∆ =
■ Определяется темп изменения давления во времени по формуле:
		( с− зат), (11)
■	В том же временном интервале определяется темп изменения
абсолютной отметки уровня во времени по формуле:
∆ абс_ =			абс	, (12)

■ Оценивается расходная плотность смеси притекающих флюидов по

= ∆

формуле:

см ∙∆ абс_ , (13)

где - ускорение свободного падения.

■Оцениваются дебиты по компонентам (вода, нефть):

-дебит воды:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

в = см ∙ в− см

в−н , (14)

- дебит нефти:

н = см ∙ см− нв−н , (15)

Оценка коэффициента продуктивности и пластового давления по кривым изменения во времени дебита и забойного давления

Метод псевдоиндикаторной (Яковлева)

Ограничения метода связаны с тем, что даже в условиях, когда фильтрация подчиняется одночленному закону фильтрации (Дарси), такая диаграмма нелинейна. Причина нелинейности в том, что каждая точка диаграммы отражает нестабильный переходный процесс изменения давления и дебита во времени. Однако с течением времени темп изменения этих параметров снижается и после нескольких часов с момента начала восстановления уровня становится возможным аппроксимировать псевдоиндикаторную диаграмму линейной зависимостью и определить по этой зависимости коэффициент продуктивности и пластовое давление (4).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 4 – Обработка КВУ методом псевдоиндикаторной (Яковлева): 1 – реальная кривая зависимости давления от дебита; 1* - аппроксимация реальной кривой (линейной зависимостью при больших временах t); стрелкой изображается

направление увеличения времени

Рисунок 5 – Обработка КВУ методом псевдоиндикаторной (Яковлева) при недостаточном времени выдержки скважины: 1, 1* - соответственно кривая

зависимости давления от дебита и ее апроксимация линейной зависимостью при недостаточном времени КВУ; 2, 2* - то же при стабилизации в скважине квазистационарного режима притока; t – направление увеличения времени

Оптимальным для построения псевдоиндикаторной диаграммы в диапазоне наиболее вероятных фильтрационных свойств пластов залежей углеводородов является временной отрезок со следующими параметрами.

■Начало отрезка - первые 1-2 часа подъема уровня, конец отрезка

-от 3-5 до 8-10 часов. При меньших временах псевдоиндикаторная

диаграмма будет искажена вследствие интенсивного изменения дебита во времени. При больших временах из-за маленьких приращений

давления недостаточно точно определяется дебит.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

■ Длительность временного интервала должна составлять как минимум несколько часов, чтобы наклон диаграммы был достаточно рельефным на фоне флуктуации исходных параметров.

Критерием достоверности псевдоиндикаторной диаграммы является возможность ее аппроксимации линейной зависимостью с коэффициентом корреляции не хуже 0.7-0.8 и превышение диапазона изменения дебита над его флуктуациями во времени в 3-5 раз и более.

Рисунок 6 – Пример обработки КВУ методом псевдоиндикаторной (Яковлева) в комплексе «ГидраТест»

Рис. 5 иллюстрирует случай, когда продолжительность простоя

скважины недостаточна для оценки коэффициента продуктивности. В этом случае при интерпретации занижается пластовое давление и завышается коэффициент продуктивности.

На рис. 6 приведен пример обработки КВУ методом Яковлева в ре-

альной скважине с помощью ПО «ГидраТест». Метод Маскета