Глава 5 ОБРАБОТКА КВД. 5. Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации

• Название: 5. Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации
• Дата: 11.05.2023
• Размер: 1.51 Mb.
• Имя файла: Глава 5 ОБРАБОТКА КВД.doc
• Тип: Документы; #1123029
• страница: 2 из 6

5.4 Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления

5.4.1 Приток газа к скважине после ее закрытия

Обработка кривых восстановления давления требует знания дебита и забойного давления перед закрытием в момент времени t=0. Закрытие скважины на устье происходит либо мгновенно современными задвижками, либо медленным сужением проходного сечения для газа в скважинах, оборудованных задвижками старой конструкции. В обоих случаях, когда скважина на устье уже закрыта, на забое продолжается поступление газа в ее ствол. Учет влияния притока газа после закрытия скважины различными методами, среди которых сравнительно простым является дифференциальный метод.

I. Учет количества газа, поступающего в скважину, в которой нет фонтанных труб (или затрубного пространства, т.е. когда это пространство запакеровано), после ее закрытия.

В процессе восстановления давление и температура газа по стволу скважины меняются. При определении объема поступившего газа допускается, что в стволе скважины к каждому моменту времени коэффициент сверхсжимаемости Z может быть заменен его средним значением Z_cp, соответствующим Р_ср(t) и T_ср(t).

Если КВД снята на забое, а не на устье, то необходимость фиксирования изменения температуры газа в процессе восстановления давления отпа­дает.

Объем газа, поступившего в ствол скважины после ее закрытия, определяется приближенно по формуле:

(5.29)

если – объем ствола скважины. С точностью до 1,5% среднее текущее давление в стволе может быть определено по формуле:

(5.30)

где P_з(t), P_y(t) – соответственно забойное и устьевое давления в момент времени t. Средняя температура во времени определяется по формуле:

(5.31)

где T_з(t), T_y(t) – соответственно температуры на забое и на глубине нейтрального слоя в момент времени t.

Если принять Z_cp(t)T_cp(t)≈Z_cp(t=0)T_cp(t=0), то объем газа, поступающего в ствол скважины, будет:

(5.32)

где Z_cp(t=0), T_cp(t=0) – соответственно Z_cp и Т_ср перед закрытием скважины.

Дебит скважины Q(t) после ее закрытия в первый момент времени tприближенно может быть определен по формуле:

(5.33)

где , – средние по стволу скважины давления, определяемые по формуле (5.30), в момент времени t₁ и t₂. При расчетах Q(t) чем меньше будут интервалы вре­мени t_i+1–t_i тем точнее будет определяться дебит скважины во времени после закрытия.

II. Учет количества газа, поступающего в скважину при наличии в ней фонтан­ных труб. Расчет количества газа, поступающего в скважину с фонтанными трубами, идентичен методике определения его без фонтанных труб. Разница между этими вариантами состоит в необходимости учета объема фонтанных труб, спущенных в скважину.

Если в скважину спущены фонтанные трубы и движение газа происходит по ним, то вследствие разности давлений в трубном и затрубном пространствах объем газа v(t) будет определяться формулой:

(5.34)

где Ω_з, Ω_т – объемы затрубного и трубного пространств. Дебит скважины в рассматриваемом случае:

(5.35)

Значения v(t) и Q(t), полученные выше при наличии и отсутствии в скважине фонтанных труб, используются при обработке КВД с учетом притока газа к скважине после ее закрытия.

Согласно дифференциальному методу учета притока газа после закрытия скважины, КВД обрабатывается по формуле:

(5.36)

где

; (5.37)

Значения V(t) и Q(t)определяются по формулам (5.32) и (5.33) или (5.34) и (5.46).

5.4.2 Учет неизотермичности процесса восстановления давления

Учет изменения температуры газа в процессе восстановления давления произво­дится в том случае, если забойное давление не определяется замером на забое с по­мощью глубинных манометров, а рассчитывается по замеренным устьевым давле­ниям. Обычно при расчете забойного давления по устьевым в качестве T_ср в формулу подставляется среднелогарифмическое значение по фактическим Т_у и Т_з в каждый момент времени. Если температура газа в пласте высокая, то устьевая температура в процессе эксплуатации также будет высокой. При закрытии таких скважин в процессе восстановления давления температура газа в стволе посто­янно снижается, приобретая в конечном итоге температуру земной коры. При этом интенсивность восстановления давления на устье скважины зависит от интенсивности повышения давления, в свою очередь зависящей от проницаемости пласта и от интенсивности остывания газа в стволе скважины после ее закрытия.

Если пласт высокопроницаемый (десятые доли мкм²) и температура газа в пласте высокая (более 50°С), то по истечении нескольких часов происходит уменьшение давления на устье скважины. Поэтому конечный участок КВД искривляется вниз к оси lg t. Если пласт низкопроницаемый, то интенсивность снижения температуры и повышения давления выравнивается и, поэтому конечный участок КВД принимает стандартный вид. Искажение конечного участка КВД под влиянием снижения темпе­ратуры газа может быть учтено при наличии данных об изменении температуры газа во времени после остановки скважины. Изменение температуры во времени после остановки скважины может быть определено двумя способами: путем непосредст­венного измерения на уровне нейтрального слоя или аналитическим путем по форму­ле:

T_нс(t)=T_нс+[Т_г(t=0)–T_нс]exp[–5,78at/ R²_к]. (5.38)

где Т_нс – температура нейтрального слоя; T_г(t=0) – температура газа на глубине нейтрального слоя перед остановкой скважины; а – температуропроводность пласта на уровне нейтрального слоя, м²/с; R_к – радиус теплового влияния скважины, м. Значение а для различных пород приведено в таблицах 3.5 и 3.6 или может быть определено при известных T_нc(t), если использовать глубинный термометр. При этом необходимо, чтобы Т_нс(t) было измерено для достаточно больших t, что обеспечит приемлемую точность определения a/R²_к. Ориентировочно величина t оценивается неравенством . Большой практический интерес представляет знание продолжительности периода стабилизации температуры t_ст после которой температура газа в стволе скважины остается постоянной и не влияет на форму КВД. Величина t_ст определяется по формуле:

. (5.39)

Таким образом, при определении забойного давления во времени по устьевым замерам давления в скважинах с высокой температурой газа на устье и быстрым восстановлением давления необходимо учесть остывание газа в стволе после оста­новки скважины.

На рисунках 5.2 и 5.3 показаны изменения давления и температуры реальной скважины во времени. Эти данные использованы в качестве примера обработки КВД с учетом изменения температуры газа после остановки скважины.



Рисунок 5.2 – Изменение давления на устье скважины в процессе снятия КВД.



Рисунок 5.3 – Стабилизация температуры газа в скважине на глубине нейтрального слоя после ее остановки.

5.4. Влияние неоднородности пластов по площади на форму КВД

Одним из основных факторов, влияющих на форму КВД, является неоднородность по площади. Под площадной неоднородностью понимают зоны с ухудшенной про­ницаемостью, тектонические и литологические изменения, выпадение конденсата в пласте, близость нефтяной оторочки и газоводяного контакта и др.

В тех случаях, когда фильтрационные параметры зоны дренируемой скважины из­меняются непрерывно, КВД, обработанные в координатах, полученных для различных моделей задач и методов решения, имеют, как правило, стандартный вид и поддаются обработке. При этом чаще всего достоверно интерпретируются параметры при­ забойной зоны. Этим объясняется и то, что в неоднородных пластах по соседним сква­жинам получают различные параметры.

В пластах с резко выраженной неоднородностью (экранами) в зависимости от конфигурации и числа экранов и их размеров может быть несколько прямолинейных участков. Если исследуемый пласт имеет один экран бесконечной протяженности, то на КВД отмечаются два прямолинейных участка. Такой же характер имеет КВД при асимметричном положении скважины относительно экранов, т.е. когда расстояние от скважины до ближайшего экрана на порядок меньше, чем до других экранов. Для определения расстояния до экрана используется точка пересечения прямолинейных участков, т.е.

(5.34)

где t₁ – время, соответствующее точке пересечения прямолинейных участков, с; k₁ – пьезопроводность первого участка, м²/с.

Если на КВД нет четко выра­женного второго участка, но за­метна тенденция к искривлению первого участка, то расстояние до предполагаемого экрана опреде­ляется формулой

(5.35)

где – время, соответствую­щее началу искривления, первого участка, с.

Если учесть продолжительность работы скважины перед закрытием, то рас­стояние до экрана определяется по формуле:

. (5.36)

Если отношение угловых коэффициентов выделенных прямых на КВД pi и Р_з больше двух, т.е. Р₂/Pi>2. то полученный результат следует рассмотреть как КВД, снятой в пласте с двумя и более прямолинейными границами. Например, с двумя экранами, имеющими общую точку “0”, как показано на рисунке 5.9. Угол раствора в точке пересечения экранов равен:

α=360∙β₁/β₂. (5.37)



Рисунок 5.4 – Зависимость от lg t, получен­ная в скважине, дренирующей клиновидный пласт.

Если при аппроксимации конечного участка недовосстановленных КВД не удается выделить четкий прямолинейный участок, то, согласно [29], формула (5.37) позволит получить угол раствора.

В целом КВД, снятые в пластах с непроницаемыми экранами, могут иметь сложную форму. При небольшом расстоянии до экрана с высокой пьезопроводностью k или при продолжительном притоке газа к скважине после закрытия может отсутствовать и начальный прямолинейный участок. Конечный участок может отсутствовать при ма­лой k и больших расстояниях до экрана.

Для увеличения размера первого участка необходимо продлить время работы скважины до остановки на постоянном режиме, а размеры конечного участка можно увеличить путем увеличения продолжительности процесса восстановления. Наличие экрана в окрестности скважины может быть правильно спрогнозировано при условиях Т≥2а²/k; t≥5а²/k, где T и t – продолжительности работы скважины на постоянном режиме перед за­крытием и в процессе снятия КВД соответственно, с; а – расстояние до ближайшей границы пласта.

Программа на языке “PL-1”для интерпретации КВД в пласте с тектоническими и литологическими неоднородностями имеется под на­званием “Интерпретатор-М” зарегистрирована в ОФАП ОАО “Газпром”.
5.5 Определение параметра анизотропии пласта по КВД

Неоднородность пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях характе­ризуется параметром анизотропии, т.е. отношением вертикальной проницаемости к горизонтальной æ=[k_в/k_г]^0,5. Параметр анизотропии пласта имеет определяющее значение при прогнозировании технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших пласты; с подошвенной водой или' нефтяной оторочкой, при оценке возможности прорыва газа в скважину через перфорированный нефтенасыщенный интервал, при изучении взаи­модействия пропластков многопластовых залежей и др. Неоднородность пласта по проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях изучается в основном экспериментальным путем. Оценить величину параметра анизотропии пласта позволяет КВД, снятая в скважинах, вскрывших анизотропный пласт. Для этого КВД необходимо обработать по формуле:

(5.38)

где



Жв – это вертикальная пъезопроводность (опечатка) (5.39)

k_г и k_в – горизонтальная и вертикальная проницаемости пласта; æ_в – пьезопроводность в вертикальном направлении; k_в=k_вР_пл/mμ; μ, Z – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа в пластовых условиях; Q_o – дебит скважины перед закрытием; Т_пл, Т_ст – пластовая и стандартная температуры; m – пористость пласта.

В формуле (5.39) коэффициент горизонтальной проницаемости определяется соглас­но методам, изложенным в пунктах 5.2÷5.4.

Для определения вертикальной проницаемости k_в КВД обрабатываются в коор­динатах Р_з²(t) от . На полученной графической зависимости выделяется прямо­линейный участок, и по углу наклона этой прямой определяется параметр σ.

По известному σ рассчитывается вертикальная пьезопроводность по формуле (5.39):

(5.40)

При известных Р_пл и пористости m вертикальная проницаемость определяется по формуле:

(5.41)

Зная k_г и k_в, вычисляют параметр анизотропии:

v=k_в/k_г(5.42)

Последовательность обработки КВД для определения параметра анизотропии сле­дующая.

По известным P_з(t) и t рассчитывают P_з²(t), lg t и . Далее строят зависимость P_з²(t) от lg t.

По углу наклона конечного участка этой зависимости определяют величину β. По известному β используя формулу (5.10), определяют коэффициент горизонтальной проницаемости k_г. Затем строят зависимость P_з²(t) от . Выделяют на этой зависимости прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямо­линейного участка в координатах P_з²(t) от lg t. По названному участку определяют уклон σ. По найденному σ, используя величину β и формулу (5.62), определяют k_в по формуле:

(5.43)

По известной работающей (вскрытой) толщине h_вс, величинам σ и β, а также ис­пользуя последнюю точку прямой, построенной в координатах Р_з²(t) от , можно вычислить толщину пласта h:

(5.44)

По известному k_гh/μ, найденному через β, зная h из формулы (5.44), если другими способами h не удается определить, рассчитывают k_г, а следовательно, и по извест­ным k_в и k_г – параметр анизотропии. При правильно проведенной обработке величина h_вс/h не должна превышать 0,4. В противном случае результаты могут быть искажены.