ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В том случае, если используется другая система единиц, изменяется значение последнего члена уравнения. Например, при использовании системы СИ: μ [мПа*с], т [доли],β [Мпа]-1, r [м], Р[МПа], r [м], i [МПа] , χ [м2/с], k [мкм2] получаем уравнение:

3. Обычно начальный участок кривой восстановления давления искажается вследствие наличия притока жидкости в скважину после ее остановки. Поэтому если КВД, построенная в логарифмических координатах, через 1 ч не представляет собой прямую линию, то прямолинейный участок кривой необходимо экстраполировать к более раннему времени и на нем брать значение давления ∆P3600.

Для примера определим величину скин-эффекта по скв.11376 при обработке КВД двумя методами.

Метод касательной

1.Из табл. 16 или по графику КВД (рис.12) определяется изменение давления через 1 ч после остановки скважины ∆P3600=19,35 ат.

2.Определенный по графику угол наклона прямолинейного участка составляет i = 4,37

ат.

3.Вычисленный комплексный параметр оказался равным χ/rc2=3,1 c-1.

4.Подсчитывается величина скин-эффекта:

Заключение: величина скин-эффекта положительна, следовательно, призабойная зона несовершенна.

Метод Хорнера

l. Из табл.17 или по графику КВД (рис.17) определяется изменение давления через 1 ч после остановки скважины

∆P3600=19,35 ат.

2.Угол наклона прямолинейного участка i = 4,38 ат.

3.Найденные другими методами величины составили: т = 0,2; μ=2,6 сП; βж=11*10-5

ат-1; rс=15 см; k=0,21 Д.

4.Подсчитывается величина скин-эффекта:

Заключение: величина скин-эффекта отрицательна, поэтому можно полагать, что проницаемость призабойной зоны выше проницаемости пласта.

Как видно из этого при мера, величина и знак скин-эффекта зависят от применяемого метода обработки КЕд. Поэтому, учитывая, что значения таких параметров, как вязкость жидкости в пласте, сжимаемость нефти, приведенный радиус скважины и т.д. определяются очень приблизительно, при подсчете скин-эффекта желательно подставлять значение комплексного параметра χ/rс2, определяемое непосредственно при обработке кривой восстановления давления.

45

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.5. Обработка результатов исследования нагнетательных скважин

Для нагнетательных скважин справедливы те же уравнения, что и для добывающих. Только лишь необходимо иметь в ВИДУ, что под величиной дебита скважины q подразумевается приемистость qпр, т.е. отрицательный дебит (-q). Изменение давления на забое остановленной скважины ∆Р( t) представляет собой падение забойного давления:

Особенностью нагнетательной скважины является то, что ствол ее заполнен водой - однородной и практически несжимаемой жидкостью. Забойное давление в нагнетательной скважине складывается из гидростатического давления столба жидкости и буферного давления (потерей напора по стволу работающей скважины можно пренебречь). Поэтому изменение забойного давления в остановлонной нагнетательной скважине с достаточной степенью точности равно изменению буферного давления, и измерения удобнее и эко11 мичнее проводить на устье скважины, используя для этого техничсские манометры и регистрируя текущее время, или же автономные глубинные манометры (например, МГН-

2, АМТ).

Понятно, что вышесказанное приемлемо в тех случаях, когда в процессе измерений уровень жидкости не снижается ниже устья скважины, т.е. постоянно имеется избыточное буферное давление. Если же в процессе исследования буферное давление снижается до нуля и уровень жидкости в скважине падает ниже устья, то измерения следует проводить глубинным манометром, спущенным на забой скважины (или хотя бы на глубину, обеспечивающую постоянное нахождение его под уровнем жидкости).

При исследовании нагнетательных скважин необходимо также иметь в виду, что падение забойного давления после прекращения закачки в течение всего периода, пока имеется избыточное буферное давление, происходит без оттока жидкости из ствола скважины в пласт. Поэтому такие кривые падения давления ( КПД ) следует обрабатывать методами без учета притока (оттока). Приток (отток) следует учитывать лишь с момента снижения буферного давления до нуля - начиная с этого момента, необходимо периодически определять местоположение понижающегося уровня жидкости в стволе скважины, либо закончить процесс измерения.

В качестве примера рассмотрим результаты исследования нагнетательной скв. 13430. Приемистость скважины составила 157,5 м3/сут, буферное давление перед остановкой 81,3 ат, толщина пласта - 5,1 м, пористость пласта - 0,12, коэффициенты сжимаемости для воды и скелета пласта 3·10-5 и 1·10-5 ат соответственно, вязкость воды 1 сП, плотность воды 1 г/см3 расстояние между соседними скважинами - 300 м. Измерения проводились на устье скважины глубинным манометром МГН-2-160. Обработка результатов измерений выполнена по методу касательной без учета притока.

1.На основании данных измерений (табл.19, рис.21) строится кривая падения давления

вкоординатах ∆P(t)-lgt (рис.22).

46

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.На прямолинейном участке кривой проводится касательная и определяется ее угол наклона i = 22,7 ат.

3.Определяется отрезок на оси ординат от нуля до ТОЧКИ пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка В = - 47,1 ат.

4.Определяется гидропроводность пласта

5.Определяется комплексный параметр

6.Определяется коэффициент приемистости

Метод Хорнера дает следующие значения для гидродинамических параметров

(рис.23):

-угол наклона i = 22,7 ат;

-гидропроводность kh /μ = 14,7 (Дж*см)/сП;

-депрессия на пласт ∆P=93,2 ат;

-величина скин-эффекта

47

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 7

ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ С УЧЕТОМ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРИТОКА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНУ

Немгновенное прекращение притока жидкости в скважину после ее остановки существенно искажает кривые восстановления давления. Начальные участки кривых восстановления, несущие информацию о призабойной зоне, оказываются неприменимыми для использования. При длительном наблюдении кривые восстановления давления асимптотически стремятся к кривой, соответствующей мгновенному закрытию скважины на забое. Однако это связано с длительной остановкой скважин, особенно малодебитных.

Для сокращения времени наблюдения разработаны методы обработки кривых восстановления давления с учетом притока. На практике непосредственно измерить темп затухания притока с необходимой точностью чрезвычайно трудно. По этой причине приток определяется расчетным путем. Методы обработки с учетом притока разделяют на дифференциальные, при которых результаты исследования обрабатываются при помощи графического дифференцирования, и интегральные, при которых результаты обрабатываются при помощи численного или графического интегрирования. Интегральные методы более предпочтительны, так как свободны от погрешностей графического дифференцирования.

Интегральные [16] и дифференциальные[15] методы являются наиболее строго обоснованными с гидродинамической точки зрения. В последующем выполнено большое количество работ, направленных на упрощение этих точных методов. Рассмотрим некоторые из них.

7.1. Метод поправочного коэффициента

Для приближения реальной кривой восстановления давления к теоретической в условиях неизбежного притока после остановки, обычно вводят поправочный коэффициент Z, значение которого по мере возрастания времени исследования стремится к 1. Тогда зависимость изменения давления в скважине после ее остановки записывается в виде

Расчет дополнительного притока производится как

где Sзт, Sнкт - площади сечения затрубного (кольцевого) пространства и насоснокомпрессорных труб,см2.

Для глубинно-насосной скважины с закрытым затрубным пространством приведенное выше выражение принимает следующий вид

а для случая, когда затрубный газ стравлен

48

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дифференцирование выражения dP/dt выполняют с помощью приближенной формулы

Тогда

В тех случаях, когда трубы загрязнены (запарафинены), выражение приводит к завышению расчетных данных. В этом случае применяется поправочный коэффициент, определяемый следующим образом. Точка пересечения кривой q(t) с осью ординат принимается за значение дебита скважины в пластовых условиях до ее остановки. Отношение дебита скважины в пластовых условиях к дебиту, определяемому по графику, составит поправочный коэффициент. Произведение поправочного коэффициента на расчетное значение притока дает приведенное значение продолжающегося притока.

При обработке результатов измерений удобнее сначала построить кривую восстановления давления, затем про извести ее сглаживание. Разбить сглаженную кривую на отрезки через равные промежутки времени и далее обработку вести по вновь составленной таблице.

Сделаем некоторые преобразования в исходном выражении:

Введем обозначения

где: i - угловой коэффициент этой прямой, а В - отрезок, отсекаемый ею от оси ординат.

Гидропроводность определяется как

а комплексный параметр

49

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Прuмер. На рис.24 приведена кривая восстановления давления глубинно-насосной скв.16256, работавшей до остановки на исследование с дебитом 4,4 м3/сут (59,05 см3/с). Площадь сечения межтрубного пространства составляет 95 см', плотность жидкости 0,914 г/см3.

В табл.20 сведены результаты наблюдений и расчетов по кривой восстановления давления, разбитой на временные отрезки, равные 20000 с.

Подсчет продолжающегося притока про изводится по выражению

(Для удобства введем обозначение

50

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По прямолинейному участку полученного графика проводится прямая до пересечения с осью ординат. На прямолинейном участке выбираются две точки А и Б с координатами (Y1 – lg t1) и (Y2 – lg t2); определяется угол наклона

и отрезок, отсекаемый от оси ординат В = -1 ат/( см3 /с). Тогда гидропроводность

σ = kh/μ = 2,3/(4*3,14*0,32) = 0,57 (Д*см)/сП

51

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

а комплексный параметр

Обработка данных измерения по этой же скважине методом касательной (рис.26), но без учета притока, дает для гидропроводности значение 0,57 (Д*см)/сП, а для комплексного параметра 2,8 * 10-4 с-1. То есть, значения гидродинамических параметров, полученные при обработке данных по методу касательной с учетом и без учета притока, практически совпадают. Однако выход зависимости P(t) - lgt (без учета притока) на прямолинейный участок, наблюдается при lgt = 5,53, что составляет 87,8 ч. Выход же зависимости ∆P(t)/q-q(t) - lgt (с учетом притока на прямолинеиныи участок наблюдается при lgt = 4,77, что составляет 16,4 ч.

Таким образом, учет притока методом поправочного коэффициента дает возможность существенно сократить время проведения исследований.

На рис.27, 28 приведены зависимости ∆P(t)/q-q(t) - lgt по рассматриваемой скважине без последних 11 и 20 точек соответственно, которые показывают, что исследования можно было бы прекратить уже после 88 ч наблюдений вместо 189 ч.

Для определения времени, достаточного для выхода зависимости ∆P(t) - lgt на прямолинейный участок при исследованиях на неустановившемся режиме, можно рекомендовать статистическую обработку ранее снятых на данном месторождении (залежи) кривых восстановления давления (уровня). По имеющимся кривым восстановления, обработанных в координатах ∆P(t) - lgt, определяют время начала выхода их на прямолинейный участок. Составляется таблица для случайной величины. В левом столбце выписываются в возрастающем порядке разряды значений изучаемой величины (в нашем случае значения lgt, соответствующие началу выхода кривой восстановления в полулогарифмических координатах на прямолинейный участок), а в правом разрядная частота, т.е. число, показывающее как часто встречаются значения, сведенные в

52

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

данный разряд (в нашем случае число скважин с одинаковыми или близкими значениями lgt).

Для терригенных коллекторов каменноугольных отложений месторождений Западного склона определенная вышеизложенным способом по 63 скважинам средняя величина для начала выхода на прямолинейный участок составила lgt ≈ 5,35, Т.е. 62,2 ч или 2,6 сут (рис.29), а для карбонатных коллекторов каменноугольных отложений (по 139 скважинам) lgt = 5,67, т.е.129,9 ч или 5,4 сут (рис.30).

При обработке реЗУЛI~тат.ов исследований с учетом притока время начала выхода кривой восстановления на прямолинейный участок существенно сократится.

7.2. Метод Щелкачева - Кундина

53

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Метод обработки кривых восстановления давления с учетом притока Щелкачева - Кундина применяется при обработке КВД скважин с высокими и средними дебитами.

Используя характеристические функции плоскорадиального потока, введенные Щелкачевым В.Н., и аппроксимируя продолжающийся приток жидкости в скважину квадратичной функцией на основании метода суперпозиции, Кундин А.С. получил выражение

где q (t/2) продолжающийся приток жидкости в скважину, соответствующий времени t/2 с момента ее закрытия.

Вышеприведенное уравнение в координатах

Представляет собой уравнение прямой линии

Y = B + iX или

В этом уравнении

является отрезком, отсекаемым от оси ординат, а i = μ/4πkh - углом наклона этой прямой. Расчет продолжающегося притока производится так же, как и в вышеизложенном

методе поправочного коэффициента.

По результатам расчетов в координатах q(t) - t строится график продолжающегося притока, который подвергается сглаживанию. из графика определяются значения q(t/2) Далее подсчитываются значения Х и У и про изводится построение основного графика в этих координатах.

По прямолинейному участку графика определяют угловой коэффициент i и отрезок В , отсекаемый от оси ординат:

Определяются:

-гидропроводность пласта

-комплексный параметр

54