Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

• Название: Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
• Дата: 28.01.2020
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc
• Тип: Документы; #106122
• страница: 37 из 65

3.2.4.6. Влияние включения новых интервалов в процессе исследования скважин на форму индикаторной кривой

Вид ИК при вскрытии нескольких продуктивных горизонтов. Зависимость р²/Q от Q представляет не прямую, а кривую, начальный участок которой направлен выпуклостью к оси р²/Q (рис.3.6, кр.2)

Зависимость коэффициентов а и b от толщины подключаемых интервалов, проницаемости и шероховатости. Коэффициенты а и b , зависящие от k,l и h, могут изменяться от режима к режиму произвольно, либо постепенно ухудшаться, если месторождение истощается неравномерно. Чем больше толщина вновь подключенного в работу пласта и чем выше коэффициенты проницаемости и макрошероховатости, тем меньше значения а и b и тем сильнее меняется характер индикаторной кривой. В целом характер изменения индикаторной линии определяется совокупным влиянием (р,Т), z(р,Т), k(p), l(p), k(p), l(p) и h(p).
Факторы, усложняющие учет подключения новых интервалов:

• 
  для правильной интерпретации индикаторной кривой требуется знание величин k и l для каждого подключающего интервала, хотя задачей исследования как раз и является определение данных параметров;
  
• 
  все другие параметры, за исключением нас интересующих k и l, могут быть вычислены путём использования эмпирических зависимостей либо измерены.
  

Изменение индикаторной зависимости при линейном изменении толщины. Кривая зависимости p² от Q имеет выпуклость к оси p². Если увеличение толщины происходит только на первых режимах, то индикаторная кривая вначале имеет одну кривизну ( чаще всего выпуклостью к оси p²), а затем после перехода на режимы h=const, другую стандартную кривизну с выпуклостью к оси дебитов (рис.3.6, кр.4).

Факторы, влияющие на результаты обработки индикаторных диаграмм. Если изменения k,l,h от депрессии незначительны, то индикаторные кривые искажаются в меньшей степени и в таких случаях выявление причин искажения индикаторных кривых сопряжено с определёнными трудностями. Часто могут встречаться случаи, когда степени влияния различных параметров могут компенсировать друг друга, и в конечном счете индикаторная кривая, несмотря на происходящие в процессе испытания изменения отдельных параметров, сохраняет стандартную форму.

3.3. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации

Виды исследований. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации заключаются в снятиии и обработке кривых:

нарастания (восстановления) забойного давления (КВД) после остановки скважины;

• 
  стабилизации давления и дебита (КСД) после пуска скважины;
  
• 
  перераспределения давления при постоянном дебите и дебита при постоянном забойном давлении;
  
• 
  перераспределении давления в реагирующих скважинах при пуске или остановке возмущающей скважины (прослушивание скважины);
  
• 
  изменение дебита и давления при эксплуатации скважины.
  

Параметры, определяемые с помощью нестационарных методов - проводимостьk_h= kh/ и проницаемость k не только призабойной зоны, но и удаленных от скважины участков пласта; пьезопроводность = kp_пл/(m_пл); пористость m или произведение эффективной мощности на пористость; зоны с резко выраженной неоднородностью пласта( наличие экранов или зон цхудшенной проводимости); условия работы скважины, пластовое давление и т.д.

3.3.1. Методы снятия и обработки кривых нарастания забойного давления (КВД)

3.3.1.1. Методика получения исходных данных для КВД

Скважину подключают к газопроводу или газ выпускают в атмосферу (если скважина перед этим была закрыта), регистрируя при этом изменение давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита. После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке и в затрубном пространстве в зависимости от времени.

Забойное давление определяют по давлению на устье расчетным путём, но предпочтительнее снимать кривые нарастания забойного давления с помощью дифференциальных, глубинных манометров. Снятие КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласт с высокой температурой.

3.3.1.2. Методы обработки КВД

Факторы, влияющие на методику обработки КВД. Методика обработки КВД существенным образом зависит от темпа нарастания давления после остановки скважины, наличия соседних скважин и расстояния между ними. Если исследуемая скважина удалена от соседних работающих на 3-4км и продолжительность её работы незначительна, то данную скважину можно рассматривать в “бесконечном “ пласте. В противном случае процесс восстановления давления надо рассматривать как процесс, происходящий в пласте конечных размеров.
А) Методика обработки КВД в условиях “бесконечного” пласта
а)Значительное время работы скважины(рис. 3.7)

Условия применения - Т 20 t, где t- время , необходимое для восстановления давления, Т - время работы скважины до снятия КВД.

Используемая зависимость.

р²_з=+ lgt, (3.15)

где р_з и р_з0 - текущее и начальное абсолютные забойные давления (до остановки скважины), МПа; Q₀ - дебит скважины до остановки, м³/с; r_{с пр} - приведённый радиус, м; t - время восстановления давления, с; h - эффективная толщина пласта, м;  = kр_пл/m - коэффициент пьезопроводности, м²/с ; m - пористость, доли единицы; р_пл - абсолютное пластовое давление, МПа; b - коэффициент нелинейного сопротивления в двухчленной формуле стационарного притока к скважине (МПа/(тыс^.м³/сут))²; _пл - вязкость газа в пластовых условиях, мПа^.с; z_пл - коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых значениях давления и температуры; Т_ст=293 К; р_ат=0,1Мпа; r_с,пр – приведенный радиус скважины

; С – коэффициент скин-эффекта ; k₁ –проницаемость призабойной зоны R₀; С₁ и С₂ – коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия.


Определение параметров пласта