Исследование скважин и пластов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тема №2. Влияние ствола скважины.

Наиболее распространенная техника и технологии снятия КПД-КВД

предполагают замеры, регистрацию изменений забойных давлений (и дебитов) после пуска-закрытия скважины на устье с помощью предварительно спущенных на забой глубинных приборов и комплексов.

Используемые при ГДИС основные расчетные формулы - получены в предположении о мгновенном открытии-закрытии скважины (о мгновенном

пуске или прекращении притока через поверхность фильтрации на забое скважины). Так как обеспечить мгновенный пуск скважины с постоянным дебитом при снятии КПД достаточно сложно, то наиболее распространенным способом ГДИС на неустановившихся режимах является снятие КВД после остановки скважины, при этом обеспечивается условие: q=0=const. Однако это

условие мгновенного закрытия скважины при снятии КВД тоже сразу, мгновенно, не обеспечивается, так как между устьем скважины (устьевой задвижкой) и забоем имеется ствол скважины с объемом V. В работающей скважине перед ее закрытием ствол скважины заполнен полностью или частично газожидкостной смесью. После закрытия скважины на устье происходит изменение (рост) забойного давления во времени и пластовой флюид продолжает поступать в ствол скважины за счет сжатия газожидкостной смеси в стволе скважины

Дебит на забое - изменяется медленнее, чем на устье, где после закрытия задвижки q=0. Этот затухающий во времени после закрытия скважины на устье дебит часто называют после-эксплуатационным притоком, притоком-оттоком

жидкости за счет сжатия флюидов в стволе скважины и других эффектов. После эксплуатационный приток искажает первоначальные участки кривых изменения забойного давления и обусловлен проявлением влияния объема ствола скважины (ВСС). Изменение термобарических условий в стволе скважины после закрытия на устье может вызывать сегрегацию фаз, фазовые превращения и др. процессы, которые влияют на монотонный характер затухания притока. В частности, при определенных условиях (при высоких газосодержаниях - газовом факторе и невысокой проницаемости ПЗП)

возможен в некоторые промежутки времени отток жидкости из ствола скважины в пласт. Этот отток жидкости в пласт может снижать проницаемость ПЗП, и как следствие происходит уменьшение продуктивности скважины после

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

каждой остановки скважины.

Эффект влияния ствола сопровождает не только остановку скважин, но и любую смену режима эксплуатации (пуск, изменение дебита и пр.).

Количественной мерой эффекта влияния ствола является коэффициент влияния
ствола скважины:					∆
где	∆	– изменение объема	флюида, приведенного к термобарическим
				С = ∆
условиям в стволе в начале притока,					– изменение давления.
	Коэффициент послепритока		может быть определен экспериментально. В
				∆

частности, рассмотрим случай остановки скважины, работавшей до этого со

стабильным расходом . Если учесть,				что дебит	послепритока в момент
остановки скважины		равен дебиту до		остановки,	то можно предложить
следующий способ определения дебита:
- проводится касательная к кривой изменения давления от времени в точке
остановки скважины и определяется тангенс угла ее наклона – .
-					формуле:
	рассчитывается коэффициент влияния ствола по

С =

При исследовании с закрытием на устье необходимо проводить расчет времени ВСС и уже с учетом этого времени определять время регистрации КВД. Время ВСС рассчитывается по следующей методике:

1. Рассчитывался коэффициент ВСС по формуле:

C 144 * S ст , (1.7)

где: Sст - площадь поперечного сечения ствола скважины, в области, где происходит изменение уровня жидкости; - плотность жидкости;

2. Рассчитывается безразмерный коэффициент ВСС по формуле:

	C D	C	, (1.8)
		2 * m * cп * h * rскв2

где: m - пористость; cп - сжимаемость породы; h - толщина пласта; rс - радиус

скважины.

3. Рассчитывается безразмерное время окончание ВСС по формуле:

	tD СD (60 3,5S) ,			(1.9)
	где: S - скин-фактор.
	4. Рассчитывается время окончания ВСС в реальном исчислении по
	формуле:
	t	m * * cп * rскв2	t D ,	(1.10)
		0.000264k

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где: - динамическая вязкость; k - проницаемость.

Тема №3. Обработка КВД методами с учетом эффекта ВСС.

В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямолинейный участок кривой восстановления давления в координатах p, lg t

. Чаще всего это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или наоборот) после ее закрытия на устье. В указанных случаях необходимо обрабатывав данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки.

Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости необходимо одновременно с фиксацией изменения давления на забое регистрировать изменение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять изменение уровня жидкости в затрубном пространстве.

Имеется несколько методов обработки кривых восстановления давления в скважине с учетом притока жидкости с целью определения параметров пластов и скважин. На основании исследований (сопоставление методов с помощью гипотетической кривой и по результатам исследований скважин высокоточными глубинными манометрами) большинство авторов рекомендуют применять при обработке кривых восстановления давления два метода.

При замедленном притоке жидкости предпочтительнее применять интегральный метод Э. Б. Чекалюка, а при высокой скорости затухания притока следует использовать дифференциальный метод Ю. П. Борисова. Интегральный метод также применяют и в тех случаях, когда кривые восстановления давления имеют разброс точек.

Для учета ВСС существуют дифференциальные и интегральные методы.

1. Дифференциальный метод учета переменного притока

после изменения режима работы скважины.

Суть метода заключается в исключении эффекта действия стоков, сопутствующих источникам, после изменения режима путем искусственной замены стоков источниками соответственно равных мощностей.

Допустим скважина работала с дебитом Q1 , после чего в момент времени t1

меняют режим на менее продуктивный. Если бы приток отсутствовал то вместо дебита Q1 мгновенно бы установился дебит Q2 . В действительности в момент

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

времени t1 (или несколько больший) скважина начинает работать с дебитом q' ,

1

близким по величине к дебиту Q1 .

Таким образом, в момент времени t1 мгновенно подключается источникQ1 q1' значительно меньшей мощности, чем источник Q1 2 . За время действии указанного источника 1 глубинный манометр записывает начальный

отрезок кривой восстановления, которую можно записать так:

P '	2, 3	Q1 q1'		lg	2, 25 1	i ' lg	2, 25 1			, (1.42)
		4 kh			2			2
1 1					rс	1 1		rc
где: i1 1' - наклон начального				отрезка		кривой		в	координатах давление и
логарифм времени.

Вдальнейшем суммарная мощность подключающихся источников нарастает, соответствующая мощность «остающихся стоков» убывает. Наращивается кривая восстановления, уменьшается ее наклон в координатах давление и логарифм времени.

Вопределенный момент времени приток к забою прекращается и кривая восстановления выходит на свою асимптоту с угловым коэффициентом i1 2 ,

который определяется из следующего соотношения:

i1 2	Q1 2			i1 1' , (1.43)
	Q1 2	q1'	1'

Применение описанного метода ускоренного вывода промысловой кривой восстановления на свою асимптоту позволяет использовать для обработки начальный участок кривой восстановления.

2. Дифференциальный метод учета переменного притока

И.А.Чарного и И.Д.Умрихина.

Метод основан на решениях основного дифференциального уравнения, данных М.Маскетом и И.А.Чарным для притока упругой жидкости к кольцевому стоку с переменным во времени дебитом q , отсчитываемым от первоначального стационарного дебита Q . При замене кольцевого стока

определенного радиуса равнодебитным точечным стоком радиуса, равного радиусу несовершенной скважины, основное соотношение этого метода представляется следующим образом:

Pc

ln

2, 25

t

, (1.44)

4 kh

4 kh

Q q

rc'

Если промысловую кривую восстановления строить в координатах

Рс

и

Q q

, то получается прямая, по наклону которой

и отрезку на оси ординат E

можно определить параметры фильтрации:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

0, 0796

, (1.45)

kh

E 0, 0796

ln

2, 25

, (1.46)

kh

r ' 2

c

Интегральную функцию определяют по формуле:

t

Q ln t t

, (1.47)

Q q

Интеграл t находят по формуле:

t n 1

q

q

n m q

ln

n m 1

q

ln

t

Q q

, (1.48)

m

n

m

m 1

n m

n

n

m 1

Весь период исследований T делится на N равных промежутков. Интеграл

t находится для моментов времени t p

P

T

, где Р меняется от единицы до

N

N .

3. Дифференциальный метод учета переменного притока

Ю.П.Борисова.

Данный метод основан на решении М.Маскета для точечного стока в бесконечном пласте при переменном во времени дебите. При данном методе используется следующее уравнение:

	P	Q	ln	2, 25		Q	ln , (1.49)
		4 kh		r '		4 kh
				c

Промысловая кривая, будучи построена в координатах Р и lg , дает

прямую с угловым коэффициентом:

0,183

Q

,

(1.50)

kh

и отрезком на оси ординат:

F 0,183

Q

lg

2, 25

,

(1.51)

kh

r ' 2

c

по которым находятся параметры пласта

kh

и

.

r ' 2

c

ln учитывает дополнительный приток в зависимости от давления и

площади затрубного пространства.

4. Интегральный метод учета переменного притока

Г.И.Баренблатта, Ю.П.Борисова, С.Г.Каменецкого, А.П.Крылова. Из всех рассмотренных методов этот метод является наиболее строго

обоснованным математически и физически.

Метод основан на точном решении соответствующих обратных задач теории упругого режима и предусматривает вычисление интегралов от эмпирических функций, представляемой кривой восстановления давления.

lg t0

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В данном методе используется следующее основное соотношение:

P t

0

Q

' 2

Q

0, 793rc

t0

c

ln

ln t0 , (1.52)

f з

fп

f з fп

4 kh

4 kh

Pc t0

Pз

t0

Pп t0

t0

Q t0

f з

f з

fп

fп

где: fз и fп - площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб; t0 - некоторая константа, имеющая размерность времени; Рс t0 , Рз t0 и Рб t0 -

интегралы от соответствующих депрессий.

5. Интегральный метод Г.И.Баренблатта, и В.А.Максимова

по определению некоторых неоднородностей пласта.

Данный метод является дальнейшим развитием главного интегрального метода. Рассматривается два случая: наличие вокруг забоя кольцевой загрязненной зоны и наличие на определенном расстоянии от скважины прямолинейного сброса. В зависимости от формы кривой построенной в координатах и возможно определить наличие одного из данных

факторов.

6.Интегральный метод И.А.Чарного и И.Д.Умрихина.

Вданном методе используется следующее основное соотношение:

J	t						2,25
	c						ln			t , (1.53)
qt t				4 kh				r 2
								c

где
t	qt ln t 1 S t			, (1.54)
		V t
здесь
	t 1 t
S t 0			d , (1.55)
		t
						J с t
Графиком функции 1.53, преобразованной в координатах					t ;			,
						qt t

будет прямолинейный график с клоном i и отрезком, отсекаемым его

продолжение на оси ординат, по значениям которых определяются параметры

k h и .

rc2

7.Интегральный метод Э.Б.Чекалюка.

Метод основан на использовании зависимости депрессии на забое скважины от суммарного объема притока упругой жидкости в виде интеграла Дюамеля:

V t qt t t Pc t dG , (1.56)

0

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где G t - функция, определяющая объем добытой из пласта жидкости при

постоянной депрессии, равной единице.

Основная расчетная формула интегрального данного метода имеет вид:

t

ln t

D t

q

ln

t

, (1.57)

V t

2 kh

rc2

t q

t

где t mt

- безразмерное время, m

- масштаб времени;

r

2

c

D t

t

Pc t dG

,

(1.58)

0

G

2

Ei 2 y Ei y ln 2

y ln

1 t

Графиком функции 1.57

в

координатах

ln t; t будет прямолинейный

график, по уклону и отрезку которых находят параметры пласта.

Большинство предложенных методов обработки КВД с учетом притока основываются на допущениях, что кривая q t имеет плавный монотонно

убывающий «характер» зависящий от параметров пласта и пластовых флюидов. Однако на практике могут наблюдаться и немонотонные кривые, которые характеризуются наличием на кривой притока периодов времени, когда жидкость оттекает из ствола скважины в пласт после остановки на устье.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тема №4. Обработка с помощью типовых кривых.

Типовые кривые – графическое представление давления как функции от времени для определенных конфигураций «скважина-пласт-граница». Они

вычисляются на основе существующих аналитических моделей и выражаются в безразмерных переменных.

Универсальная кривая, построенная в билогарифмических координатах, наносится на прозрачную пленку (кальку) и накладывается на фактическую кривую - график прослеживания давления (также построенную в

билогарифмических координатах, желательно с одинаковым масштабом бумаги в билогарифмических координатах) до возможно полного их совмещения, при обязательном соблюдении взаимной параллельности осей абсцисс и ординат фактического и универсального графиков. Это совпадение указывает на вероятность соответствия фактических данных модели (МПФС), для которой рассчитана данная (совпавшая) универсальная теоретическая кривая, вероятно, из-за неоднозначности решения обратных задач подземной гидродинамики.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция №5