Промысловые исследования пластов и скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

Глава 1. Теоретическая часть

1.1 Виды гидродинамических исследований. Цели. Задачи

1.2 Исследования скважин на неустановившихся режимах

Глава 2. Расчётная часть

2.1 Методика проведения исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации

2.2 Технологические, теоретические основы обработки КВД

2.3 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки

2.4 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины

Заключение

Список литературы

Введение

Нефтегазовая залежь представляет собой сложную динамическую гетерогенную систему с присущими только ей специфическими свойствами. В геологии, и в нефтепромысловом деле в частности, подход к решению проблем системы предполагает учет всех разнообразных вещественно-энергетических факторов, вызывающих разнообразные изменения состояния элементов в непрекращающейся динамике самой системы.

Общим для всей системы (залежи) является ее замкнутость, в которую входят - история геологического развития региона, разведочное и эксплуатационное бурение, разработка. Именно в этой стадийности жизни залежи и отражаются функциональные (движение, процессы, характерные как для элементов, так и системы в целом) зависимости всех происходящих процессов, трансформации энергии и вещества от состояния других структур системы. Современная научная технология разработки нефтяных и газовых месторождений базируется на всестороннем и детальном изучении свойств продуктивных пластов и содержащихся в них жидкостей и газов, а также изучении сложных процессов, происходящих в пластах при их эксплуатации.

Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа. Получаемая информация используется для проектирования, контроля и регулирования систем разработки месторождений, что обеспечивает необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах.

Одним из важнейших источников информации являются гидродинамические (промысловые) исследования пластов и скважин. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений связано с применяемыми на промыслах мероприятиями по интенсификации добычи нефти. Промысловые исследования скважин и пластов поэтому приобретают все более важное значение как инструмент для оценки эффективности применяемых мероприятий.

В процессе эксплуатации пластов и скважин исследования ведутся, главным образом, гидродинамическими методами, при этом уточняются характеристики пластов, выявляется эффективность мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта.

Глава 1. Теоретическая часть

1.1 Виды гидродинамических исследований. Цели. Задачи

Основная цель исследования залежей и скважин -- получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами.

Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:

- промыслово-геофизические,

- дебито- и расходометрические,

- термодинамические

- гидродинамические.

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются:

- электрические свойства пород (электрокаротаж),

- радиоактивные (радиоактивный каротаж -- гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи),

- акустические (акустический каротаж),

- механические (кавернометрия) и т. п.

Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК) и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор -- расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости, что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины -- построить для них индикаторные линии.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования. Расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки.

С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д.

Задача определения абсолютных значений этих величин с необходимой точностью, а также изучения характера их изменения во времени и пространстве (по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности, определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими условиями эксплуатации приборов в различных скважинах.

В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирования процессом разработки месторождений непрерывно совершенствуется и техника глубинных измерений. За последние годы в нашей стране и за рубежом разработаны различные глубинные приборы для измерения давлений, температур, уровней, расходов и других величин; созданы специальные устройства для проведения глубинных измерений в скважинах; разработаны полевые самоходные лаборатории для проведения комплексных измерений и т. д.

Тенденции развития техники контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в последующие годы все более важное практическое значение, а служба исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться. Предусмотренное усиление работ по изысканию новых, более эффективных методов разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений по значительному повышению степени извлечения нефти и газового конденсата из недр потребует для своего осуществления создания информационно-измерительных систем, обеспечивающих действенный контроль за ходом процессов выработки продуктивных пластов, а также комплекса глубинных приборов для оценки эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа. Поэтому все большее значение приобретают и вопросы, связанные с методами глубинных измерений исходных параметров, теоретическими и физическими принципами создания глубинных приборов, техникой проведения измерений в скважинах.

Для подсчета запасов нефти и газа, составления проектов разработки объектов, установления технологических режимов работы скважин и пластов и решения вопросов оперативного регулирования необходим следующий комплекс сведений.

1. Горногеометрическая характеристика пласта и залежи, глубина залегания, площадь распространения, положение непроницаемых границ и включений и их протяженность, начальное положение контуров нефтеносности, степень и характер расчленения пласта по разрезу, эффективная мощность пласта h и характер ее изменения по площади и т. д.

1. Гидродинамические и коллекторские свойства пласта,

Пористость т, проницаемость k, пьезопроводность ч, гидропроводность е, продуктивность К, нефтенасыщенность у_н, и газонасыщенность у_г начальное и текущее давления и т. п.

2. Физико-химические характеристики пластовых жидкостей и газов, вязкость м, плотность с, давление насыщения и другие, а также зависимости их от давления, температуры и газонасыщенности.

Процессы фильтрации жидкостей и газов в реальных пластах из-за значительной изменчивости их гидродинамических свойств чрезвычайно сложны. Поэтому для изучения и управления процессами добычи необходима информация не только о начальном состоянии залежи, но и о закономерностях изменения указанных параметров при разработке месторождения.

Одной из главных задач гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки является выявление общей картины неоднородностей пласта по площади.

На стадиях пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения задачами гидродинамических исследований являются.

1) уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабатываемого объекта, необходимых для дальнейшего проектирования;

2) получение информации о динамике процесса разработки, необходимой для его регулирования;

3) определение технологической эффективности мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка призабойных зон скважин, гидроразрыв и т. д.).

Каждым из указанных видов исследования (геологические; геофизические; гидродинамические и лабораторные) не обеспечивается получение всего комплекса сведений и тем более с одинаковой достоверностью. Только в результате сочетания различных методов можно определить параметры, характеризующие начальное и текущее состояния процесса разработки, с той степенью достоверности, которая может быть достигнута при современном уровне теории и техники промысловых исследований.

Для получения полной информации необходимы систематическое исследование и контроль за процессом добычи на всех стадиях разработки месторождения: от разведки до промышленной эксплуатации включительно. Как известно, на стадии разведки из-за небольшого числа разведочных скважин невозможно учесть все детали строения продуктивного пласта и изменения его гидродинамических свойств. При проектировании принимаются осредненные параметры, характеризующие свойства пластов и пластовых жидкостей. Поэтому в проектах разработки не учитывается вся совокупность геологических и физико-химических факторов, влияющих на процесс разработки месторождения.

При освоении залежи объём информации возрастает, что позволяет составить более полную картину неоднородности пласта и внести необходимые коррективы в проект разработки. Чтобы выбранная система разработки полнее соответствовала выявляющейся картине неоднородности, в процессе эксплуатации месторождения необходимо осуществлять ее регулирование принять меры к изменению принятой системы, ибо только тогда обеспечиваются наиболее высокие технико-экономические показатели разработки залежи.

Эффективность мероприятий по регулированию процесса добычи также зависит от детального знания свойств пластов и о ходе процессов их разработки. Эти сведения могут быть получены с помощью исследований и контроля за добычей нефти.

В общем случае система контроля процесса добычи нефти должна обеспечить получение данных, достаточных для установления текущих значений следующих факторов:

1) распределения запасов нефти и газа по площади и разрезу залежи;

2) распределения давления по площади каждого пласта и в отдельных случаях - в прилегающей к залежи законтурной области пласта;

3) распределения притоков и поглощений нефти, воды и газа по разрезу;

4) распределения коэффициентов продуктивности и приемистости по интервалам.

1.2 Исследования скважин на неустановившихся режимах

Исследование скважины при неустановившихся режимах работы позволяет определить некоторые очень важные её эксплуатационные характеристики, которые потребуются далее в эксплуатации.

Сущность метода исследования скважин при неустановившихся режимах работы заключается в измерении различных параметров скважины или пласта, в котором она бурится. Здесь приходится работать с достаточно более маленьким количеством цифр, что значительно облегчает задачу исследователям. Сама сущность метода достаточно проста. Речь идет об измерении изменения забойного давления в скважине с течением времени. На основе полученных данных строятся графики и диаграммы поведения этого самого давления во времени.

Все исследование сводится к тому, что нужно проследить за тем, как будет вести себя забойное давление во времени. Разумеется, оно будет снижать свои параметры. От интенсивности снижения зависят многие характеристики самой скважины. Если речь идет о постоянном дебете, то есть о том периоде, когда скважина уже достаточно давно эксплуатируется, полученные данные используются для составления графика увеличения забойного давления в определенных случаях, возможности поднятия уровня жидкости в стволе.

В связи с тем, что все жидкости и те пласты горных пород, в которых они находятся, имеют разнообразную упругость, соответственно, давление забойное не всегда будет одинаковым. Это и лежит в основе данного метода изучения поведения жидкости в скважине с течением времени. На самом деле существует несколько основных разновидностей методов исследования скважин при неустановившихся режимах работы. О них стоит поговорить более подробно.

Самым примитивным методом, который относится к данной группе исследований, является метод пробных точек. Здесь все достаточно просто. Специалисты берут замеры забойного давления в различных точках изучаемого пласта. На основании этих данных уже строится диаграмма, которая показывает зависимость забойного давления от месторасположения той или иной точки. Причем измерения проводятся в одной и той же точке по несколько раз. Это и делает картину более наглядной. Именно для этого и нужен данный метод исследования.

Экспресс-метод тоже относится к данной группе исследований. Он становится все более актуальным с каждым днем, так как дает детальное представление о поведении жидкости в той или иной среде в кратчайший срок. Здесь не требуется использование достаточно дорогого оборудования, поэтому его используют даже при исследовании месторождений обыкновенной воды.

К тому же он позволяет получить достаточно четкую картину о тех явлениях, которые происходят в пластах жидкости в данный конкретный момент. Эта отличительная черта делает его практически универсальным. К тому же на сами измерения и на обработку результатов и построения диаграмм поведения жидкости требуется гораздо меньше времени, чем при первом методе.

Одним из видов данного метода исследований скважин является метод восстановления давления. Он используется достаточно часто, позволяя проследить за тем, как будет вести себя жидкость, когда давление в скважине станет уравновешенным. Метод достаточно сложен, но находит свое применение на практике.

Есть и другая группа исследований, которая основана на неустановившейся фильтрации жидкости. Эти методы исследования позволяют определить поведение пласта горных пород в независимости от радиуса скважины. Речь может идти о построении кривых восстановления давления. Эти кривые строятся на основе самых разнообразных методик.

Многие ученые изучают именно этот метод исследования скважин при неустановившихся режимах эксплуатации. При этом каждый из них выдвигает свою собственную теорию изучения. Каждая из них имеет место на существование.

По тем данным, которые получаются в ходе проведения эксперимента, строятся различные кривые, которые дают детальное представление о том, какова проницаемость горных пород, находящихся глубоко в недрах земли. Эти данные позволяют создавать полную картину поведения слоев жидкости.

Глава 2. Расчётная часть

2.1 Методика проведения исследования скважин на неустновившихся режимах фильтрации

Если давление на забое Р_с, а тем более пластовое Р_к превышает давление насыщения Р_нас, то предполагается, что перераспределение давления в пласте после любых возмущений происходит по законам упругого режима. В подземной гидродинамике рассматривается задача притока упругой жидкости к скважине в бесконечном упругом пласте после ее внезапного пуска или остановки. Решением этой задачи

Где: k - проницаемость, h - толщина пласта, м - вязкость жидкости.

Физическая интерпретация этой формулы следующая: ?Р(r,t) означает изменение давления в упругом пласте в точке М, удаленной от точки возмущения - скважины на расстояние r через время t после начала возмущения.

В данном случае под возмущением понимается либо пуск скважины с дебитом Q, либо внезапная остановка скважины, работавшей перед этим длительное время, с дебитом Q (Q - расход при стандартных условиях). При пуске скважины давление в точке М уменьшается на ?P по сравнению с первоначальным, а при внезапной остановке скважины, длительно работавшей с дебитом Q, ?P - увеличение давления в точке М по сравнению с первоначальным, Ei(-x), где x = r²/4ч*t - специальная табулированная экспоненциальная функция, значения которой можно найти в таблицах специальных функций. Здесь ч = k/мв^x - пьезопроводность, причем в^x - приведенный объемный коэффициент упругости среды (вода, нефть, порода), t - время с момента пуска или остановки скважины.

Решение (1) является строго аналитическим, поэтому оно справедливо для любых радиусов и в частности для радиуса r, равного радиусу скважины r_c. В этом случае формула (1) будет описывать закон изменения давления на стенки самой скважины и является характеристикой процесса «самопрослушивания» скважины. Таким образом, если остановить скважину и зарегистрировать изменение во времени давления на забое скважины, можно будет найти те параметры пласта, при которых закон изменения ?P(t) совпадет с фактически зарегистрированным. Для практического использования формулу (1) несколько упрощают. Дело в том, что при исследовании скважин на неустановившихся режимах, т. е. при самопрослушивании, приходится иметь дело с малыми значениями аргумента х = r_c²/4чt, так как r_с - радиус скважины мал, a t составляет сотни и тысячи секунд.

При малых х экспоненциальная функция

Хорошо аппроксимируется логарифмической функцией Ei(-х) = Ln (х) +0,5772, где 0,5772 - постоянная Эйлера. Поэтому формулу (1) можно переписать следующим образом

Вводя знак минус в скобки, и учитывая, что Ln (e) = 1, можем записать:

Но е^0,5772 = 1,781.

Следовательно,

Обычно числовой коэффициент под логарифмом округляют, так что 2,24587 = 2,25. Итак, если остановить скважину, работавшую с дебитом Q, то на ее забое давление начнет повышаться в зависимости от времени t согласно формуле (6). При этом предполагают, что режим упругий и давление на забое больше давления насыщения.

На формуле (6) основана методика исследования скважины при неустаповившихся режимах. Следует отметить, что формула (6) предполагает мгновенную остановку скважины (при t = 0, Q = 0). Это равносильно срабатыванию крана или клапана непосредственно на забое скважины. В действительности остановка, например, фонтанной скважины производится на устье путем закрытия задвижки. В НКТ находится газожидкостная смесь, которая после остановки начнет сжиматься под действием возрастающего забойного давления. В затрубном пространстве также произойдет рост давления и сжатие газовой шапки. Мгновенной остановки скважины не произойдет, а будет продолжающийся последующий затухающий приток жидкости из пласта в скважину, чего формула (6) не предусматривает. Поэтому последующий приток является источником некоторых погрешностей, которые возможно исключить путем специальной обработки фактических данных.

Возвращаясь к формуле (6), перепишем ее так, чтобы время t было выделено, а именно

Обозначим:

гидродинамическое исследование нефтяная скважина

Тогда (7) перепишется так:

А это есть уравнение прямой, не проходящей через начало координат.

Отсюда следует правило, что фактически снятая на забое скважины кривая восстановления давления (КВД) ?Р(t), перестроенная в полулогарифмических координатах y = ?P, x = Lnt, должна иметь вид прямой отсекающей на оси у ординату а, значение которой определяется формулой (9), и имеющей угловой коэффициент b, определяемый формулой (10).

Рис.1 Записанная манометром (а) и перестроена в полулогарифмические координаты (б) кривая восстановления давления в остановленной скважине

КВД на забое скважины записывается регистрирующим скважинным манометром с автономной или дистанционной записью показаний. Такой манометр, спускаемый на забой скважины до ее остановки, дает запись изменения P_с в функции времени t. Поэтому фактическую кривую ?P(t) необходимо перестроить в координаты ?P(Lnt) и найти ее постоянные коэффициенты а и b (рис.1). Начальный участок КВД не укладывается на прямую, что связано частично с последующим притоком, о котором было сказано выше, и инерцией масс жидкости, которые вообще не учитываются формулой.

На перестроенной кривой ?P(Lnt) отыскивается прямолинейный участок, по двум точкам которого определяется угловой коэффициент

.(13)

Вычислив b, можем определить из формулы (13) гидропроводность е=kh/µ:

(14)

Зная е легко найти проницаемость k.

Отрезок а на оси ординат можно получить либо графическим построением, либо аналитически. Из формулы (7) имеем

(15)

или, подставляя b, получим

(16)

?P_i и Lnt_i - ордината и абсцисса любой точки прямой. Поделив всё на b и разложив логарифмы, можно выражение (16) переписать следующим образом:

, (17)

откуда

. (18)

(Ln2.25=0.80909). Учитывая, что Lne=1, можно (18) переписать так:

. (19)

После преобразования получим

(20)

По формуле (20) определяется комплекс . Если по другим данным известна пьезопроводнсть ч, то можно определить приведённый радиус скважины r_пр, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, так как известно, что для перехода от совершенной скважины с радиусом r_c к несовершенной достаточно подставить вместо радиуса скважины r_пр.

Параметры пласта, определенные по КВД описанным методом, характерны для удаленных зон пласта.

Аналогично методом неустановившихся режимов исследуются нагнетательные скважины. Поскольку в нагнетательных скважинах ствол полностью заполнен жидкостью, то погрешности, связанные с явлениями последующего притока, в данном случае не возникают. Кроме того, отсутствие газированного столба жидкости в скважине позволяет измерять давления непосредственно на устье, добавляя к этим показаниям гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Для снятия КВД нагнетательной скважины, работавшей длительное время с дебитом Q, в принципе достаточно на устье закрыть задвижку, т. е. прекратить закачку и снять кривую падения давления ?P = f(t) на устье. Величина ?P определяется как разность между давлением на устье при установившемся режиме закачки, т. е. давлением нагнетания, и текущим давлением на устье после прекращения закачки.

Обработка полученных данных для определения пластовых параметров не отличается от описанной выше. Аналитический аппарат для обработки результатов исследования добывающих и нагнетательных скважин на неустановившихся режимах, описанный выше, пригоден и для обработки результатов при ступенчатом изменении дебита на величину ?Q. Ступенчатое изменение дебита может быть достигнуто сменой штуцера или прикрытием задвижки. При этом скважинным манометром фиксируется КВД ?P(t) при переходе от начального дебита Q1 к новому дебиту Q2, изменившемуся на величину ?Q = Q2 - Ql. В соответствующие формулы вместо Q необходимо подставить ?Q. В остальном обработка остается прежней.

Аналогичные приемы используются и для так называемого гидропрослушивания пласта. В этом случае в одной скважине вызывается возмущение, т. е. пуск или остановка (начало закачки или прекращение), а другой - удаленной или в нескольких скважинах - реагирующих фиксируется изменение давления во времени. Для обработки результатов используется также формула (7), причем за величину r принимается расстояние между скважинами, за t - время, истекшее с начала возмущения, а за Q - дебит остановленной добывающей или нагнетательной скважины. Поскольку на подобные возмущения удаленные скважины реагируют слабо, то при гидропрослушивании в реагирующих скважинах замеряют изменения статического уровня с помощью опускаемых приборов - пьезографов.

Ранее было отмечено некоторое несоответствие реально протекающего процесса восстановления давления и закрытия скважины, сопровождаемое последующим притоком, с используемым математическим аппаратом, предусматривающим мгновенную остановку скважины. Для устранения этого несоответствия очень многими исследователями были разработаны методы обработки КВД и ряда других дополнительных данных, позволяющих учитывать последующий приток, вносить поправки в линию ?P(Lnt) и существенно увеличить число точек на прямолинейном участке кривой. Для того чтобы обработать КВД с учетом притока, необходимо знать этот последующий приток в функции времени. Его измеряют хорошо оттарированным и достаточно чувствительным скважинным дебитомером. Однако такие измерения можно произвести только в фонтанных и газлифтных скважинах, в которых НКТ свободны для спуска прибора.

Последующий приток можно определить косвенным путем, хотя и менее точно. Для этого после остановки фонтанной или газлифтной скважины с помощью образцовых манометров записываются изменения давления в затрубном пространстве и на устье скважины. Кроме того, имеется КВД, записанная на забое скважины. Разбивая весь процесс восстановления давления на интервалы по времени и располагая указанными выше данными, которые также разбиваются на те же интервалы по времени, а также зная площади сечения кольцевого пространства и НКТ, можно вычислить объемы жидкости, поступившие в кольцевое пространство и НКТ в течение соответствующего интервала времени. Частное от деления приращения объема жидкости на приращение времени лает расход в данный момент времени. По данным расхода вносится поправка z > 1 в величину ?P. Это позволяет поднять точки левой, пониженной части кривой ?P(Lnt) и, таким образом, получить большее число точек на прямолинейной части кривой.

2.2 Технологические, теоретические основы обработки КВД

Итак, сначала проводятся исследования по последнему методу, который был описан в предыдущем разделе. Далее на основе полученных данных можно построить кривые восстановления давления. На самом деле этому процессу предшествуют не только многочисленные испытания, но и многочисленные расчеты, которые получаются на основе тех данных, которые были набраны в ходе исследования.

Этот метод исследования применим не только для тех скважин, где жидкость находится на забое, но и для тех скважин, которые полностью заполнены жидкостью.

Для того чтобы получить качественные правильные кривые восстановления давления, чаще всего бывает достаточно просто перекрыть устье нагнетательной скважины с помощью задвижки. Здесь все достаточно просто. Перед тем как перерыть поток жидкости с помощью задвижки, необходимо произвести замеры давления. После того как вода перекрыта, можно приступать к измерению давления еще раз.

В результате получается некое аналитическое значение. Из него необходимо вычесть то показание, которое было при установившемся режиме работы, то есть когда поток жидкости не был перекрыт. В результате получается разность двух показаний. Данное число и будет основой для построения кривых восстановления давления. Однако зачастую одного показания мало, поэтому используется целый комплекс измерений, а затем только строится усредненная кривая восстановления давления. Она будет иметь более важное значение. При этом, чем больше будет измерений, тем более правдоподобные данные получатся в результате. Итак, для нагнетательной скважины кривая восстановления строится именно таким образом.

В тех случаях, когда необходимо проследить по шагам, как будет изменяться давление столба жидкости, нужно воспользоваться одним очень хитрым методом. Он заключается в том, что задвижка не сразу перекрывается полностью, а закрывается постепенно. Можно получить ряд значений, которые будут демонстрировать поведение столба жидкости при разных параметрах положения вентиля задвижки. На основе этих данных и строятся кривые восстановления давления в системе. Это еще более наглядный метод, чем тот, который был описан выше.

Рассмотрим более подробно методики обработки результатов ГДИ на примере газовых скважин.

Обработка кривой восстановления давления проводится в следующей последовательности:

1. Вычисление производной от изменения забойного давления (депрессии) dp(t)=p2(t)-p2(0) по натуральному логарифму времени:

(21)

где p(t) - забойное давление зарегистрированное после остановки скважины, ат; p(0) - забойное давление в скважине до ее остановки, ат; t - время восстановления забойного давления с момента остановки скважины, сек.

Построение графика кривой восстановления давления в логарифмических координатах log(dp)-log(t); и ее производной в логарифмических координатах log(D) - log(t).

Определение участка постоянной производной на диагностическом графике, который показывает наступление радиальной фильтрации флюида при нестационарном изменении давления в скважине.

По участку постоянной производной впоследствии определяют параметры пласта и скважины.

2. Обработка кривой восстановления давления по схеме бесконечного пласта методом Миллера, Дайеса, Хетчинсона (MDH) - метод касательной.

Известно, кривая восстановления давления в газовой скважине, вскрывшей однородный бесконечный пласт при мгновенном изменении дебита, при достаточно большом периоде работы скважины до остановки по сравнению с периодом исследования (при T t), за исключением самых начальных участков, описывается формулой (MDH)

(21)

, (22)

где: р_co - установившееся забойное давление до остановки скважины, ат; р_c(t) - изменение забойного давления после остановки скважины, ат; Q - дебит скважины до остановки (см³/сек); t - время, сек.,T_пл - пластовая температура, °К; T_ст =293°К; z_пл - коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых условиях; k,h, - соответственно, проницаемость (дарси), мощность (см) пласта, вязкость пластового флюида (сПз); - пьезопроводность пласта, см²/сек; r_c - радиус совершенной скважины по долоту; «b» - коэффициент двучленной формулы определяется по индикаторной диаграмме.

Перестраивая кривую восстановления давления в координатах р,ln(t), по асимптоте определяют параметры: гидропроводность kh/ и приведенную пьезопроводность /r_с²

(24)

(25)

где tan - угол наклона преобразованной кривой восстановления давления к оси абсцисс; «В» - отрезок, отсекаемый на оси ординат, Q - дебит скважины до остановки, см³/сек, В формуле (24) дебит скважины до остановки в тыс.м³/сут.

Не учитывая нарушение линейного закона фильтрации вблизи скважины (турбулентность потока) введением коэффициента «b» в уравнение (25), величина приведенной пьезопроводности будет равна

(25)

3. После определения параметров пласта обработку кривой восстановления давления проводят по схеме пласта конечных размеров с постоянным давлением на контуре (дифференциальный метод Чарного) по формуле

(26)

(27)

Перестраивая кривую восстановления давления в координатах

(28)

по прямолинейному участку определяем параметры гидропроводности kh/ и параметр ч/R_k² (29)

(30)

(31)

где - тангенс угла наклона прямолинейного участка к оси абсцисс; В₁ - отрезок, отсекаемый на оси ординат преобразованной кривой восстановления давления.

Участок временного интервала для определения параметров выбирается так, чтобы величина определяемой гидропроводности была равна величине гидропроводности, определенной по схеме бесконечного пласта (MDH).

Определяем фильтрационное сопротивление.

(32)

В формуле (32) величины ч/r²_cпр ч/R²_k вычислены выше по формулам (30), (31).

Из формулы (32) можно вычислить величину R_k, определив предварительно величину пьезопроводности ч по формуле (61).

4. Обработка методом Хорнера позволяет определить пластовое давление.

Параметры пласта следует определять по тому же участку преобразованной в полулогарифмических координатах КВД, что и методом MDH (касательная).

Если период работы скважины до ее остановки на исследование T соизмерим с периодом наблюдения t после остановки, обрабатывать такие кривые восстановления давления следует методом Хорнера по формуле

(33)

где Т - время (сек) работы скважины до остановки на исследование с дебитом Q (см³/сек).

Перестраивая кривую восстановления давления в координатах [p2 (t) - log(T+t/t)], по асимптоте определяют параметр гидропроводности kh/.

Метод Хорнера не позволяет определить параметр приведенной пьезопрводности /r²_cпр, но дает возможность определить пластовое давление p_пл.

, (34)

где tan - угол наклона преобразованной кривой восстановления давления к оси абсцисс; «В» - отрезок, отсекаемый на оси ординат.

5. Оценка состояния призабойной зоны скважины - определение скин - эффекта. Величину скин-эффекта определяют по формуле:

(35)

где r_с - радиус совершенной скважины по долоту, см; r_с.пр. - приведенный радиус скважины, определяется по известному значению приведенной пьезопроводности, определенной выше после обработки кривых восстановления давления.

(36)

- пьезопроводность пласта, определяется по формуле:

(37)

где: k/ - подвижность флюида, определяется по известному значению гидропроводности kh/, д/мПа·с; m - пористость пласта; P_пл - замеренное пластовое давление в конце исследования, МПа.

Если величина ч/r²_cпр определена по формуле (31) не учитывающей турбулентность потока вблизи скважины введением коэффициента «b» из индикаторной диаграммы, то получаем величину псевдоскина, т.е. интегральную величину скин-эффекта, учитывающую несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия, а также - нарушение линейной фильтрации газа.

6. Определение фактического коэффициента продуктивности скважины по формуле:

(38)

В формуле (38) величина гидропроводности kh/ определена из обработки кривой восстановления давления методом MDH.

Вычисление фактического дебита скважины для определения достоверности полученных параметров производят по формуле:

(39)

В формулы (68), (69) входит интегральное значение скин- эффекта, т.е. - псевдоскин.

Радиус дренирования R_др (радиус контура R_k) за время исследования скважины вычисляют по формуле:

(40)

где ч - величина пьезопроводности определена выше (формула 37), T - продолжительность КВД, сек, р = р_со² - р_с(t)² - определено в конце исследования.

7. Потенциальный дебит скважины может быть вычислен по формуле (39) при условии снижения скин-эффекта (псевдоскина) до «0».

Можно задавать разные значения скина от 0 до 2,3, и т.д.

Величине радиуса дренирования R_др также можно задавать разные значения от полученного при обработке КВД (формула 18) до радиуса контура питания, равного половине расстояния между скважинами R_k.

2.3 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки

При достаточном времени исследования скважины в большинстве случаев обработка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные результаты. Одновременно методика обработки данных исследования является наиболее простой. Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований - КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем.

1. В скважину спускают глубинный или дифференциальный манометр.

2. Резко останавливают или пускают скважину в работу.

3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения P_заб во времени t Р_заб(i)=f(t_i)

4. Определяют (_Pзаб(i)-Р_заб(0))=f(t)=Дpi(t)

5. Результаты полученных значений заносят в таблицу, содержащую следующие данные: номера скважин, время t, давления Дp, log(t).

6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах Дp, log(t) (рисунок 2)

Рис.2 Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах.

На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами Дp₁, log(t₁) и Дp₂, log(t₂) и определяется угловой коэффициент прямой

(41)

Начало и конец выбранного прямолинейного участка на кривой Дp, log(t) должны отвечать неравенствам

, (42)

(43)

где R_к -- радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами).

Указанные пределы (42), (43) при выборе прямолинейного участка способствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия скважин (в конце кривой). При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта. Измеряется отрезок В на оси Дp от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.

7. Проводят обработку данных КВД

а) определяется угловой коэффициент прямой

(44)

- по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта

(45)

- определяют подвижность нефти в пласте k/µ

(46)

- определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины

(47)

б) Измеряется отрезок В на оси Дp от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна:

(48)

- определяют ч/r_c²

(49)

- определяют пьезопроводность пласта:

1) Если скважина совершенная и rc известен по долоту то,

(50)

2) Если скважина несовершенная, то ч определяют по формуле Щелкачева

(51)

где _н - коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости; _n - коэффициент объёмный упругости пористой среды; m - коэффициент пористости. Параметры, входящие в формулу могут быть определены в лабораторных условиях.

- по величине ч определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство

(52)

- дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины:

(53)

где В - объемный коэффициент нефти; _н^пов - плотность нефти в поверхностных условиях.

Таким образом, проводя исследования на неустановившихся режимах, определяют параметры пласта в области дренирования.

1. Коэффициент гидроводности пласта .

2. Коэффициент подвижности нефти в пласте k/.

3. Коэффициент проницаемости пласта k.

4. Коэффициент пьезопроводности пласта .

5. По форме КВД в координатах Дp, log(t) можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой):

Рис.7 Фактическая КВД.

Зона III:

- линия 1- е2= е3

- линия 2- е2< е3

- линия 3- е2> е3

- линия 4- е=0

Причины искривления реальной КВД:

В зоне I:

- влияние притока жидкости после остановки скважины;

- нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины;

- нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;

- неизотермическое восстановление давления;

- наличие свободного газа в объеме скважины,

- ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной.

II зона:

- средний участок - по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т.к. P_c стремится к P_пл, т.е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина - источник постоянной интенсивности; пласт - бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину

В III зоне:

- неоднородность пласта по простиранию (уменьшение угла наклона - улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с удаленной - линия 2, увеличение угла наклона - ухудшение коллекторских свойств - линия 3);

- наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) - линия 4.

По КВД мы оцениваем kh/µ для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам - kh/µ для ПЗП.

Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для:

1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений.

2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП).

3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.

2.4 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины

В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямолинейный участок кривой восстановления давления в координатах Дp, log(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 обрабатывать 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.

Заключение

Разработано более 30 методов учета последующего притока при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Все они достаточно сложны и требуют кропотливой вычислительной и графической работы. Их можно разделить на две группы: дифференциальные методы и интегральные методы. Первые заключаются в том, что весь процесс восстановления давления разбивается на этапы по времени - шаги, в пределах которых предполагается линейный закон изменения параметров. Для каждого шага вычисляется поправка для Ар.

Вторые также предусматривают разделение процесса на этапы, но при переходе от точки к точке результаты предыдущих шагов суммируются, т. е. интегрируются. Поправка каждой последующей точки определяется с учетом предыдущих шагов. Все методы дают некоторый разброс в результатах, но, как правило, разброс точек при дифференциальных методах значительнее, чем при интегральных.

Исследование на неустановившихся режимах позволяет качественно оценить изменение проницаемости или наличие непроницаемых включений в удаленных областях пласта.

Список литературы

1. Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования скважин: Анализ и интерпретация данных / Т.Е. Кулагина - Томск, 2010, 301 с.

2. Хисамов Р.С. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М., ВНИИОЭНГ, 2000, 226 с.

3. Кремнецкий М.И. Гидродинамические и промыслово- технологические исследования скважин: Учебное пособие / А.И. Ипатов - М.: МАКС Пресс, 2008, 476 с.

4. Эрлагер. Р. Гидродинамические методы исследования скважин, одиннадцатое издание 2003, перевод с английского, М, 2007, 512 с.

5. Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. ? М.: Газпром экспо, 2011. ? Ч. I. ? 234 c.

6. Полянский А.П. Эксплуатация газовых скважин / А.П. Полянский, Ю.П. Коротаев. - М.: Гостоптехиздат, 1956. - 231 с.

7. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин / под ред. Ю.П. Коротаева, Г.А. Зотова, З.С. Алиева. - М.: Недра, 1971. - 208 с

Размещено на Allbest.ru