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: 6 из 6

1. По начальному участку КВД в пределах толщины однородного пласта, когда справедливы формулы для обработки КВД, полученные при его вскрытии вертикальным стволом. Проницаемости, определенные по КВД и использованные при моделировании должны были быть идентичны.

2. По конечному участку КВД, снятых в горизонтальных скважинах вскрывшей однородный пласт из-за несоответствия схемы фильтрации к горизонтальному стволу полученные проницаемости должны были отличаться незначительно. Приведенные в таблице 5.1 значения проницаемости фрагмента по конечному участку КВД оказались хаотичными без каких-либо признаков закономерности. Из приведенных в таблице 5.1 значений проницаемостей при симметричном расположении ствола только по варианту V2kvd3, снятой у поворота ствола, была получена проницаемость, близкая к величине проницаемости, использованной при моделировании. К настоящему времени влияние расположения ствола на точность определения проницаемости не установлено.

Пригодность методов определения проницаемости по КВД, снятых в вертикальных газовых скважин не проверена точными методами. Такие исследования были проведены на модели фрагмента однородного пласта большой толщины (около 500 м), вскрытого горизонтальным стволом. Процесс восстановления давления в такой скважине с допустимой точностью совпадает с восстановлением давления в вертикальной скважине. Исходные данные точного варианта, обозначенного V13kvd13a при k=0,05 мкм² и результаты обработки приведены в приложении. Из данных, приведенных в этих таблицах, следует, что только по конечному участку КВД, обработанной в координатах от получена проницаемость идентичной модельной проницаемости, а также по конечному участку КВД, обработанной в координатах от . Эти результаты закономерны, так как естественную проницаемость, согласно теории, можно получить только по конечным участкам КВД, обработанных по формулам, полученным для “бесконечного” пласта.

Для выяснения влияния депрессии на пласт перед закрытием скважины был выполнен вариант V13kvd3б для модели с проницаемость в 10 раз меньше, чем при варианте V13kvd3а, т.е. k_м=0,005 мкм², при котором депрессия на пласт перед закрытием была примерно в 10 раз выше, чем при варианте с k=0,05 мкм². Результаты обработки КВД по варианту V13kvd3б приведены в приложении.

Из данных, приведенных в приложения видно, что модельные значения проницаемости получены практически по всем трем расчетным формулам, полученным для вертикальных скважин, вскрывших пласты конечных и бесконечных размеров. Это является дополнительным подтверждением того, что по начальным участкам КВД, точное значение проницаемости не определяется.

Обработка КВД, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших неоднородные пласты.

В целом на фрагментах неоднородных пластов были сняты семь различных КВД. В частности: V1kvd3n, V2kvd3n, V3kvd3n, V4kvd3n, V5kvd3n, V6kvdРН и V7kvd3n. Эти варианты отличаются последовательностью залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и расположением горизонтального ствола в одном из этих пропластков. Как следует из шифра вариантов, ствол скважины по этим вариантам расположен в третьем пропластке.

По КВД, снятым у поворота ствола и у его торца, были рассчитаны проницаемости, которые в целом должны характеризовать все пропластки, так как они имеют гидродинамическую связь, а также одновременного вскрытия всех пропластков по варианту V6kvdPH. При этом на величину проницаемости прежде всего должны влиять свойства вскрываемого пропластка.

Результаты определения проницаемости по КВД, снятых у торца ствола по вариантам V1kvd3n, V2kvd3n, V3kvd3n, V4kvd3n, V5kvd3n, V6kvdРН и V7kvd3n по конечному участку КВД оказались: k₁=0,226, k₂=0,100, k₃=0,160, k₄=0,012, k₅=0,003, k₆=0,1 и k₇=0,239 мкм². Модельные значения вскрываемых пропластков, за исключением варианта V6kvdРН соответственно были k₁=0,05, k₂=0,100, k₃=0,300, k₄=0,01, k₅=0,05, k₆=0,1 и k₇=0,3 мкм². Из перечисленных 7-ми вариантов расчетные значения проницаемости совпали по вариантам V2kvd3n, V4kvd3n, V6kvdРН и V7kvd3n. Аналогичные показатели, полученные по КВД, снятые у поворота ствола, оказались k₁=1,468, k₂=0,462, k₃=0,625, k₄=1,562, k₅=0,132, k₆=0,376 и k₇=1,32 мкм² и все они значительно выше модельных значений проницаемостей. Если эти же КВД, снятые у торца ствола и у поворота от горизонтального направления к вертикальному, обработать по формуле, когда продолжительность работы скважины перед остановкой сопоставима с продолжительностью процесса восстановления давления, т.е. по формуле , то значения коэффициентов проницаемостей по перечисленным выше вариантам оказалась (см. таблицу 5.1) k_1п=0,287 и k_1т=0,087, k_2п=0,193 и k_2т=0,084, k_3п=0,231 и k_3т=0,096, k_4п=0,292 и k_4т=0,074, k_5п=0,298 и k_5т=0,06, k_6п=0,705 и k_6т=0,125, k_7п=0,287 и k_7т=0,085 мкм².Из этих результатов следует, что значения проницаемости, по всем вариантам, рассчитанные по этой методике обработки КВД на повороте, также выше проницаемости КВД, снятой у торца.

При использовании метода обработки КВД, снятой в скважине, расположенной в пласте конечных размеров, результаты расчетов проницаемостей у поворота и у торца ствола оказались k_1п=0,0178 и k_1т=0,0149, k_2п=0,0284 и k_2т=0,0076, k_3п=0,327 и k_3т=0,0060. Эти значения проницаемостей значительно ниже проницаемостей, использованных при моделировании, за исключением вариантов V3kvd3n, V4kvd3n и V5kvd3n.
5.6.5 Использование метода обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита после пуска вертикальных скважин, для обработки КСДиД, снятых в горизонтальных скважинах

Теоретически параметры, определяемые по кривым восстановления давления и по кривым стабилизации давления и дебита после пуска, не должны давать одинаковые результаты о параметрах пласта, так как при обработке КВД не учитывается влияние кольматации призабойной зоны, а при обработке КСДиД используются дебиты с учетом влияния загрязнения этой зоны.

Возможность использования методов обработки КСДиД, разработанные для вертикальных скважин при обработке кривых стабилизации давления и дебита, снятых в горизонтальных скважинах, имеют больше ограничений, чем КВД. Это связано с тем, что дебит горизонтальной скважины более существенно снижается после ее пуска в работу, чем дебит вертикальных и с характером изменения формы и размеров зоны, дренируемой горизонтальной скважиной. При сравнительно большой толщине однородного пласта с учетом сил гравитации методы обработки КСДиД, полученные для вертикальных скважин, могут быть использованы и для горизонтальных скважин.

Пригодность в пределах толщины пласта методов обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита, полученных для вертикальных скважин, для горизонтальных скважин обработка была проверена путем проведения математических экспериментов на моделях фрагментов различных месторождений. Результаты этих экспериментов, обработанные в координатах от представлены в приложении.
5.6.6 Методы обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита снятых в горизонтальных газовых скважинах

Кривые стабилизации забойного давления и дебита после пуска горизонтальных газовых скважин могут быть обработаны двумя методами:

1. 
   Методом, разработанным для обработки кривых стабилизаций давления и дебита, снятых в вертикальных скважинах. Этот метод получен для однородных изотропных пластов и круговой формой геометрии зоны дренирования.
   
2. 
   Методом, разработанным для обработки кривых стабилизации давления и дебита, снятых в горизонтальных скважинах. В основу этого метода как и предыдущего метода заложен характер развития депрессионной воронки как в нефтяной скважине, но отчасти формальной заменой давления Р в нефтяном пласте на давление и вводом квадратичного члена в уравнение притока газа к скважине в формулу распространения давления в нефтяном пласте. По этому методу на кривых стабилизации давления в зависимости от зоны распространения депрессионной воронки выделены три участка. Размеры этих зон предопределяются продолжительностью работы скважины после пуска:
   

Первая фаза развития воронкив пределах толщины пласта происходит при:

и h << L (5.54)

где æ – пъезопроводность пласта.

Для горизонтальной газовой скважины начальный участок кривой стабилизации давления можно представить в виде:

или (5.55)

где ; S_с – параметр, связанный с внутренним фильтрационным сопротивлением укрупненной скважины и скин-эффектом S_R, величину которого можно определить по формуле:

(5.56)

где k_x, k_z  проницаемости пласта по координатам X и Z.

Формула (5.56) может быть использована для обработки кривых стабилизации снятых при постоянном дебите Q_г=const. Параметр β₁ включает в себя:

(5.57)

где (5.58)

Снятие КСДиД при Q_г(t)=const сопряжено с определенными технологическими трудностями. Поэтому целесообразно снять кривые стабилизации давления и дебита при переменном дебите Q_г(t). Тогда формула для обработки КСДиД будет иметь вид:

(5.59)

где – добытое количество газа за время t, а Q_г(t) дебит скважины в момент времени t. Для повышения достоверности расчетов величину отрезка времени t следует минимизировать.

Вторую фазу развитиядепрессионной воронки вокруг горизонтального ствола приближенно можно выразить формулой:

(5.60)

где ; S_z – параметр, связанный с расположением горизонтального ствола. Обозначим через β₂ выражение:

(5.61)

Обработка КСДиД в координатах от получим значение угла наклона участка этой кривой образовавшегося во второй фазе.

Третью фазуразвития депрессионной воронки приближенно можно выразить через зависимость:

(5.62)

где ;

При обработке КСДиД в координатах от получим угол наклона 3-го участка кривой в виде:

и

В случае, когда контуры зоны, дренируемой горизонтальной скважиной R_к удалены от скважины на расстояние значительно больше, чем ширина пласта В, т.е. когда R_к>>В, то расширение депрессионной воронки в конце 3-ей фазы может быть представлено схемой полубесконечной полосы с шириной В и аппроксимировано равенством:

(5.63)

где S_B – коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления, вызванный неполным вскрытием горизонтальным стволом всей ширины пласта B, т.е. L
Этот участок КСДиД в координатах ΔР²(t) от или ΔР²(t)/Q(t) от может быть аппроксимирован согласно (5.63) прямолинейным участком с угловым коэффициентом

(5.64)

Таким образом, КСДиД снятой в горизонтальных газовых скважинах необходимо последовательно обрабатывать в координатах: от и от .

При этом при 1-ой фазе обрабатывая в координатах от :

и получим

При 2-ой фазе при обработке в координатах от

и получим

При 3-ей фазе обрабатывая КСДиД в координатах, как и в 1-ой фазе, когда получим .

Обработка КСДиД показывает, что третий прямолинейный участок будет иметь место если минимальное расстояние y_мин от торца ствола до поверхности пласта будет y_мин>0,6L и отсутствовать когда L=B, где В – ширина полубесконечного полосообразного пласта.

Приведенная выше методика обработки КСДиД является аналогом методики разработанной для вертикальных скважин. При сравнительно больших толщинах пласта вскрытого горизонтальной скважиной для изотропных пластов, когда k_вер=k_гор КСДиД могут быть обработаны формулами, полученными для вертикальных скважин, что было выполнено в данной работе.

5.6.7 Обработка КСДиД, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших однородные пласты

Изменения забойного давления и дебита после пуска скважины происходит с различной интенсивностью и зависит от фильтрационных свойств пласта. В начале пуска скважины изменение давления и дебита происходит более интенсивно, чем к концу процесса стабилизации, так как в реальных условиях пуск скважины осуществляется на устье. Качественную информацию о параметрах пласта по КСДиД можно получить по характеру изменения забойного давления и дебита на конечном участке. Эти изменения очень незначительны.

В настоящее время имеются измерительные приборы и комплексы, позволяющие зафиксировать изменение давления с точностью до 0,01 атм. Дебит скважины определяется также по известным термобарическим параметрам и, поэтому трудности, связанные с определением незначительного изменения дебита также преодолены. Имеющиеся методы, разработанные для вертикальных скважин при учёте формы зоны дренирования могут быть использованы и для горизонтальных скважин в диапазоне стабилизации давления и дебита R_cRh. При сравнительно большой толщине пласта h≥100 м и низкой продуктивности пласта для изотропных пористых сред формулы, полученные для вертикальных скважин, могут быть использованы для обработки КСДиД, снятых в горизонтальных скважинах. При использовании ускоренных методов исследования скважин радиус зоны дренирования не R=50÷100 м. Поэтому в пределах R=h/2, кривые стабилизации забойного давления и дебита, снятые в горизонтальной скважине могут быть обработаны по формулам, полученным для вертикальных скважин.

Изложенные выше предпосылки были использованы при обработке КСДиД, снятых после пуска горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразный пласт. Результаты обработки приведены в приложении.

Всего на нескольких моделях фрагментов однородных изотропных и анизотропных пластов различных толщин были сняты несколько КСДиД.

Причём процесс стабилизации снят на двух сечениях горизонтального ствола: у торца ствола и у его перехода от вертикального положения к горизонтальному.