ГДИС. Лекции Интерпретация ГДИС. Р. Г. Шагиев интерпретация результатов гидродинамических
 Скачать 5.09 Mb.
|
|
1.2. Основная задача линейной теории упругого режима. Метод без учета притока В качестве примера, иллюстрирующего методологию интерпретации данных ГДИС, рассмотрим широко известную прямую задачу плоскорадиального фильтрационного потока упругой жидкости к скважине (точечному стоку) в следующей постановке. Пусть в бесконечном (неограниченном) горизонтальном пласте постоянной толщины h имеется гидродинамически совершенная добывающая скважина - точечный сток (г, -> 0). Пласт, однородный по параметрам пласта и в начальный момент времени, находится в невозмущенном состоянии, т.е. начальное пластовое давление во всех точках пласта одинаково и равно Рк. Кровля и подошва пласта непроницаемы. Пусть в момент времени t==0 скважина мгновенно пущена (т.е. открыта непосредственно на забое, на поверхности фильтрации пласта) в эксплуатацию с постоянным объемным дебитом q. В пласте образуется неустановившийся плоскорадиальный поток упругой жидкости. Предположим, что фильтрация однофазного флюида происходит по линейному закону Дарси при упругом режиме (при давлениях выше давления насыщения или начала конденсации). Распределение давления в любой точке пласта в любой момент времени P(r,t) определяется интегрированием уравнения (1.1) при следующих начальных и граничных условиях: Теоретическая МПФС основной задачи теории упругого режима приведена на рис. 1.7. Рис. 1.7. Теоретическая МПФС основной задачи теории упругого режима фильтрации и ее схематическое отражение на КВД На рис. 1.9 представлено сопоставление графиков зависимостей безразмерного давления от безразмерного времени, подсчитанных: по простой приближенной формуле, по формуле, справедливой без случая точечного стока г c —> 0, и точного решения Ван Эвердингена и Херста для случая скважины конечного радиуса. Начиная с In te более 4,5-5 (т.е. 1б более 100) все три кривые практически совпадают и представляются прямолинейным участком. Формулы (1.25), (1.25а) и (1.28), (1.28а) в размерной и безразмерной формах являются основными расчетными формулами, применяемыми при обработке, анализе и интерпретации данных ГДИС на неустановившихся режимах при упругом режиме фильтрации. Так, из формулы следует, что графическое изображение зависимости изменения давления в скважине (КПД-КВД) от логарифма времени (т.н. полулогарифмическая анаморфоза) представляется с некоторого момента прямолинейным, где по уклону i (от фр. inclinaison - уклон, покатость) и отрезку А, отсекаемому на оси ординат продолжением прямолинейного участка графика, возможно определение параметров пласта (рис. 1.10). Простейший способ оценки параметров пласта по фактическим данным замеренных КПД- КВД (после пуска скважины с q=const или остановки скважины, долгое время работавшей с q=const) схематически заключается в следующем: 1) фактическая КПД-КВД строится в полулогарифмических координатах; 2) по нанесенным точкам находится (выделяется) прямолинейный участок графика (в простейшем случае «на глаз» проводится прямолинейная касательная для точек в поздние моменты времени - по последним точкам; по методу наименьших квадратов с последовательным отбрасыванием начальных точек и определением коэффициентов корреляции или с помощью более сложных процедур линейного и нелинейного регрессионного анализа и др.). Этот пункт вызывает неопределенность в итоговых результатах; 3) затем по прямолинейному участку графика определяются численные значения его уклона i и отрезка А; 4) полагая, что фактическая КПД-КВД соответствует МПФС, описываемой уравнением (1.28), принимают 5) из этих соотношений по найденным i и А находят (оценивают) гидропроводность - 6) иногда предлагается последующее расчленение этих комплексных параметров, принимая известные значения вязкости р., толщины пласта h, пористости т, упругоемкости b* и коэффициентов гидродинамического несовершенства скважин с целью оценки коэффициентов продуктивности (приемистости) скважины и пьезопроводности ϰ. Вышеизложенный простейший метод был предложен одним из первых и является традиционным и общепринятым. Часто его называют или методом обработки КПД-КВД без учета притока, или методом касательной, полулогарифмической анаморфозы, или методом МДХ (Миллера-Дайса-Хэтчинсона). Основная трудность, сложность и неопределенность этого метода в изложенном варианте обработки заключается в необходимости предварительной оценки времени ti , начиная с которого нужно проводить прямолинейный участок КВД (см. пункт 2). Это время ti на замеренных КВД зависит от ряда факторов, вызванных несоблюдением внутренних граничных условий о мгновенном закрытии скважины (влияние ствола скважины и др.), которые могут искажать начальный участок реальных КВД и не учитывающихся в уравнении (1.28). Так, например, общее время t снятия КВД может быть очень коротким и меньшим ti>t. Такую «короткую», фактическую КВД нельзя обрабатывать вышеизложенным методом (хотя прямолинейный участок может быть формально выделен согласно пункту 2), так как при этом могут быть получены ошибочные параметры пласта. В работах отечественных и зарубежных исследователей метод без учета притока получил дальнейшее развитие с целью устранения этой неопределенности и более обоснованного выбора времени для начала прямолинейного участка КВД в полулогарифмических координатах. 1.4 Принцип суперпозиции в процессах восстановления давления. Учет работы скважины до остановки. Метод Хорнера В теории ГДИС на базе упругого режима фильтрации исследуются несколько важных прямых и обратных задач подземной гидромеханики при интерференции скважин с использованием принципа суперпозиции. Уравнение теории упругого режима (1) (см. «Номенклатуру основных символов...») является линейным дифференциальным уравнением и к его решениям применим принцип суперпозиции - метод нахождения общего решения изменения пластового давления при совместной работе (интерференции) нескольких скважин путем наложения (алгебраическим суммированием) решений изменения давления для каждой скважины. При этом считается, что каждая взаимодействующая скважина работает независимо от других. Наличие прямолинейных границ пласта учитывается методом отображения источников (стоков). Основная формула упругого режима фильтрации (1.28) получена в предположении о пуске добывающей скважины (стока) с постоянным дебитом q=const при плоскорадиальной фильтрации в бесконечном пласте. Эти допущения не всегда соблюдаются при ГДИС. Так, например, при снятии КПД редко соблюдается условие пуска скважины с постоянным дебитом q=const. Технически проще обеспечить постоянство дебита при снятии КВД после остановки (закрытия) добывающей скважины q=0. Поэтому представляет особый интерес изучение процессов перераспределения забойных давлений в скважи нах при ГДИС, т.е. получение основных расчетных формул (ОРФ) и выделение ДП МПФС в наиболее часто встречающихся случаях под действием изменения режимов работы скважин при: 1) пуске скважины, 2) закрытии (остановке) скважины, 3) изменении дебита. Задача I. Пусть в некоторый момент времени в невозмущенном бесконечном однородном пласте с пластовым давлением Р пл мгновенно пущена в работу добывающая скважина с постоянным дебитом q и через промежуток времени Т она мгновенно (т.е. на забое) остановлена - предполагается мгновенное прекращение притока жидкости к забою скважины. В интервале времени 0 (t), которое описывается основной формулой теории упругого режима для РФП (1.28): Для случаев фильтрации упругой жидкости в ограниченных открытых и закрытых пластах решения дифференциального уравнения (1) представляются более сложными формулами (бесконечными рядами по функциям Бесселя), чем для бесконечного пласта. Формулой (1.28), как было показано В.Н. Щелкачевым, можно с высокой степенью точности пользоваться в подавляющем большинстве практически интересных случаев при расчетах изменения давления в закрытом или открытом круговом пласте. Так, например, различие в величинах забойных давлений в условиях бесконечного и конечных (открытого и закрытого) пластов не Итак, возвращаясь к рассматриваемой задаче I, начиная с момента остановки Т, которое принимается за начало отсчета времени снятия КВД происходит повышение забойного давления - Pc(t). Схематическое представление. процесса изменения давления и дебитов при пуске и остановке скважины приведено на рис. 1.11. Для определения забойного давления в скважине в любой момент времени после ее остановки используется принцип суперпозиции. Так, следуя методу суперпозиции, мысленно допустим и заменим реальную картину изменения давления и дебитов другой - воображаемой эквивалентной картиной после остановки скважины. А именно, рекомендуется считать, что добывающая скважина не закрывается в момент времени Т, а продолжает работать и вызывает понижение давления в пласте и на забое скважины AP c '(t) в моменты времени t>T: С момента времени Т в точке пласта, где расположена добывающая скважина, считается пущенной в работу воображаемая нагнетательная скважина (источник) с дебитом (приемистостью) «-q», которая вызывает повышение давления AP c ''(t): где t - время, отсчитываемое с момента остановки скважины. Считается, что обе воображаемые скважины, добывающая и нагнетательная, при t>T работают независимо одна от другой. Таким образом выполняется условие задачи о закрытии скважины: • дебит скважины после закрытия равен нулю: q=q+(-q)=0 • количество воображаемой нагнетаемой жидкости равно извлекаемому (рис. 1.11) Тогда понижение давления, отсчитываемое с начального Рпл в момент времени t>T, определяется по методу суперпозиции наложением действий источника и стока: С использованием безразмерных параметров (см. обозначения в «Номенклатуре основных символов...») формула (1.36) иногда представляется в виде Формулу (1.36), характеризующую поведение КВД при выше сформулированных условиях, часто называют ность периода восстановления давления) и забойное давление в момент остановки можно было считать практически установившимся, т.е. скважина как бы находилась в центре открытого кругового пласта с постоянным начальным пластовым давлением на контуре питания. Как и в предыдущем случае задачи I, понижение давления, вызванное пуском добывающей скважины, определяется выражением (1.33); повышение давления за счет пуска воображаемой нагнетательной скважины - (1.34), а итоговое - выражением (1.35). В момент Т остановки скважины постоянный перепад давления, вызванный работой добывающей скважины, определится: Формула (1.41), описывающая КВД после остановки скважины, совпадает с основной формулой теории упругого режима (1.28), характеризующую КПД при РФП. Сле довательно, процесс падения давления (КПД) после пуска скважины с постоянным дебитом происходит точно так же, как процесс восстановления давления (КВД) после остановки скважины, если перед остановкой скважина работала на установившемся режиме, т.е. когда перед остановкой дебит q=const и забойное давление Pc(0)=const и полагая, что t«T или что добывающая скважина работает в открытом круговом пласте с постоянным контурным давлением. На рис. 1.13 это положение иллюстрируется сравнением КПД и КВД и их совпадением на участке сплошной линии. Отличие для КПД и КВД заключается в порядке подсчета изменения их забойных давлений: Для КПД- где t - время регистрации КПД отсчитываемое с момента пуска скважины; для КВД- где t - время снятия КВД, отсчитываемое с момента остановки скважины, Р с (0) - установившееся забойное давление в момент остановки скважины, t=0, Pc(t) - зарегистрированное изменение забойного давления. Таким образом, если снята КВД (в скважине, работавшей до остановки на установившемся режиме), то порядок ее обработки и определения параметров пласта точно такой же, как и для случая обработки КПД. А именно, используется простейший способ полулогарифмической анаморфозы - метод касательной, изложенный ранее, когда КВД строится в координатах [ln t,AP c (t)]. 61 Рис. 1.15. Обработка идеализированного графика КВД по формуле (1.44) Задача III Допустим, что сохраняются условия задачи II, однако в момент времени Т добывающая скважина не останавливается, а ее дебит мгновенно уменьшается от q1 до q2 на величину q = q1-q2 (рис 1.14) Решая эту задачу методом суперпозиции, после момента Т мысленно считают, что дебит q1 сохранился, а на месте добывающей скважины включается новая воображаемая нагнетательная скважина с дебитом q Результирующий дебит этих двух скважин после момента Т будет q2 = q1 - Aq, что соответствует условиям задачи. После времени Т восстановление будет слагаться из понижения давления APc(t)1, обусловленного продолжающейся работой скважины с дебитом qi и восстановлением давления APc(t)2, вызванного работой воображаемой нагнетательной скважины с дебитом Aq (пущенной в работу при t=0). Тогда для моментов времени T+t результирующий перепад давления будет: Если бы изменение дебита qi было связано с его увеличением, то по методу суперпозиции воображаемую скважину следовало бы считать добывающей, а ее дебит q = q1 - q2 = -q - отрицательным, т.к. q2 > q1. Из основной формулы (1.44) следует, что график КВД построенный в полулогарифмических координатах ция проводится в том же порядке и по тем же формулам, что и для простейшего пласта без учета притока (касательной) построения КВД в полулогарифмических координатах. Задача IV. Реальные продуктивные пласты неоднородны и характеризуются различными геометрическими формами границ пласта, наличием прерывистости (непроницаемых и проницаемых барьеров, сбросов, сдвигов), зон с различными коллекторскими свойствами и изменением физических свойств насыщающих пласт флюидов, Поэтому в теории ГДИС изучение влияния этих факторов на КВД и кривые гидропрослушивания (по данным исследования взаимодействия возмущающих и реагирующих скважин) представляет определенный практический интерес. Для изучения подобных задач в неоднородных пластах, в частности, используется метод суперпозиции. Для выполнения тех или иных условий на границах пласта и зон неоднородностей при этом приходится вводить фиктивные скважины-источники и скважины-стоки за пределами пласта. Совокупность реальных и фиктивных скважин позволяет выполнять условия на границах пласта. Таким образом, изучение сводится к рассмотрению одновременной работы фиктивных и реальных скважин. Этот метод получил название метода зеркального отображения источников - стоков. Целью подобного изучения, наряду с другими методами решения прямых и обратных задач подземной гидромеханики применительно к ГДИС, является получение основных расчетных формул МПФС и выделение соответствующих диагностических признаков для различных МПФС. В качестве иллюстрации этой методологии рассмотрим некоторые простейшие случаи влияния формы границ пласта на КВД. Пример. Рассмотрим особенности КВД в добывающей скв. 1, расположенной на расстоянии l вблизи прямолинейной непроницаемой границы (экрана) Г полубесконечного пласта (рис. 1.16) и пущенной в работу с дебитом q в момент времени t=0. Применяя метод отображения источников - стоков зеркально отображают добывающую скв. 1 относительно непроницаемой границы Г воображаемой скв. 2 с дебитом «+q». В случае если вместо непроницаемого экрана находился бы прямолинейный контур питания с Р k = const., то дебит скв. 2 был бы «-q». Таким образом, условия работы скв. 1 в полубесконечном пласте будут эквивалентны совместной работе скважин 1 и 2 в бесконечном пласте. Динамику понижения давления в любой точке пласта М (которая может рассматриваться как реагирующая скважина) с непроницаемым экраном находят, используя принцип суперпозиции как сумму понижений давления, вызванных совместной работой скважин 1 и 2 в воображаемом бесконечном пласте: Забойное давление в скв. 1 находят, полагая r i = r c и заменяя функцию Ei(-x) ее аппроксимацией для малого аргумента в (1.48): Рис. 1.16. Схема пласта с прямолинейной непроницаемой границей вблизи скважины Условные обозначения см. в тексте Рис. 1.17. Полулогарифмический график КВД-КГЩ в пласте с непроницаемой границей • Уклон прямолинейного графика для ранних моментов времени i 1 в 2 раза меньше, чем уклон прямолинейного графика для поздних моментов времени i 2 , т.е. график КВД-КПД состоит из двух прямолинейных участков с точкой пересечения в момент времени t1 (рис. 1.17). Причем, если имеется непроницаемый экран, то график КПД-КВД на втором участке отклоняется вверх, а если имеется контур питания, то отклоняется вниз: • Наличие непроницаемого экрана проявляется в занижении в 2 раза гидропроводности по второму участку преобразованных КВД. • В точке пересечения прямолинейных участков при t = t1 перепады давлений, подсчитанные по формулам (1.50) и (1.52), должны быть равны. Поэтому, приравнивая эти два выражения, можно найти расстояние до экрана: Таким образом, для этой МПФС ДП является наличие двух прямолинейных пересекающихся участков, преобразованных КПД-КВД в полулогарифмических координатах. По найденным величинам уклонов, как и ранее, определяются параметры пласта. Однако необходимо отметить, что при выделении двух прямолинейных участков могут возникнуть сложности: • время ti может быть очень малым, начальный участок очень коротким, при очень небольшом расстоянии до сброса; • начальный, прямолинейный участок может искажаться, маскироваться влиянием ствола скважины (послеэксплуатационным притоком, изменением проницаемости в ПЗП и др.). Наконец, удвоение уклона второго прямолинейного участка полулогарифмического графика (диагностический признак) не гарантирует четкого и однозначного распознавания МПФС с непроницаемой границей вблизи скважины, так как подобные графики могут быть получены и при других видах ГДИС (КПД и КВД в нагнетательных скважинах, двух- и многоцикловых, снятии серии КВД-КПД при фильтрации аномально-вязких нефтей и др.). Таким образом, нужно уметь отделять, разделять, распознавать влияние этих факторов для правильной интерпретации данных и выбора соответствующей МПФС. В частности, задача определения МПФС с непроницаемой границей становится более определенной, если наряду с возмущающей скважиной одновременно исследуются две и более реагирующие скважины. Аналогично рассмотренному примеру, метод отображения источников - стоков и принцип суперпозиции позволяют получить ОРФ и выделить соответствующие ДП для различных МПФС, когда скважина находится: в пласте, ограниченном двумя параллельными сбросами, в клиновидном пласте, с границами конечной длины, в прямоугольных пластах и др., которые легли в основу эффективной пьезометрической разведки пластов. Роль этих методов возрастает в связи с бурением горизонтальных скважин, а также дополнительных боковых стволов из старых скважин. |