ГДИС. Лекции Интерпретация ГДИС. Р. Г. Шагиев интерпретация результатов гидродинамических

• Название: Р. Г. Шагиев интерпретация результатов гидродинамических
• Дата: 11.01.2023
• Размер: 5.09 Mb.
• Имя файла: Лекции Интерпретация ГДИС.pdf
• Тип: Книга; #882254
• страница: 7 из 9

ГЛАВА 5 Исследование горизонтальных скважин
Вопросам бурения и применения горизонтальны скважин (ГС) в создаваемых новых эффективных технологиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений посвящен целый ряд публикаций в отечественной научно технической литературе. В вопросах ГДИС ГС в этих публикациях нашли отражение лишь теоретические аспекты определения производительности ГС, которые сводились i основном к решению прямых стационарных задач подзем ной гидромеханики с нахождением приближенных аналитических формул дебита ГС и наклонных скважин.
5.1 Характеристика неустановившихся процессов перераспределения давления в
горизонтальных скважинах
Имеющиеся теоретические решения прямых задач подземной гидромеханики для случая ГС показали, что неустановившиеся процессы перераспределения давления в ГС могут быть представлены как комбинации доминирующих простейших режимов течения - РФП и ЛФП, аналогичных режимам течения к вертикальным скважинам, так как неустановившийся приток в ранние (начальные) периоды течения к ГС аналогичен течению к ВС между двумя параллельными границами. В поздние периоды времени процессы неустановившегося притока к ВС с вертикальными трещинами также аналогичны процессам в ГС. Простейшие неустановившиеся режимы течений к ГС (РФП, ЛФП и др.) можно определить - идентифицировать с помощью диагностических билогарифмических графиков (совмещенных кривых изменения давления и производной давления), построенных на основе промысловых данных ГДИС ГС или с использованием процедуры анализа и интерпретации замеренных КПД-КВД, как это было рассмотрено в главе 3.
При математическом моделировании, в рамках линейной теории упругого режима, неустановившегося притока к ГС в общем предполагают, что ГС находится в бесконечном однородном пласте (с горизонтальной (kr) и вертикальной (ka) проницаемостью), насыщенном слабосжимаемой однофазной жидкостью.
Предполагается, что ГС находится посередине, между проницаемыми кровлей и подошвой пласта толщиной h (рис 5.1), причем горизонтальная часть ГС ориентирована строго горизонтально.
Далее предполагается, что ГС пущена в эксплуатацию в момент времени t=0 с постоянным дебитом (q=const) и жидкость притекает равномерно по всей длине (L) горизонтальной скважины, где эффективная длина L>>h, изменения давления в самом стволе ГС допускаются пренебрежимо малыми.
На рис. 5.2 показана последовательность режимов течения, которые могут наблюдаться в ранних моментах времени периода эксплуатации ГС. Эти простейшие одномерные режимы течения (ВСС, РФП, ЛФП и др.) принимаются за основу при планировании ГДИС и интерпретации данных.
Влияние ствола скважины (ВСС). Если пренебречь притоком вблизи конца ствола скважины, то жидкость по мере удаления вначале должна будет притекать в пласт к горизонтальному стволу скважины по радиальному потоку для случая k в
= k r
(или по эллиптическому потоку при k s
<> k r
).
Если закрытие ГС не осуществляется непосредственно на забое (т.е. в пласте на поверхности фильтрации), то начальное поведение давления будет искажаться за счет ВСС и поэтому это начальное поведение забойного давления не будет характеризовать РФП. Для случая постоянного коэффициента С, учитывающего ВСС, приток жидкости в ствол скважины будет идентифицироваться по диагностическому билогарифмическому графику (совмещенных кривых
АР и АР') - совпадающими прямолинейными участками графиков АР и АР' с уклоном, равным единице (аналогично, как в случае ВС). В течение этого периода времени стан-

Рис. 5.1. Схема расположения горизонтальной скважины и простейшие потоки
Рис. 5.2. Схематический диагностический билогарифмический график изменения давления горизонтальной скважины

вертикалью. Коэффициент скважины С рассчитывается на погонную единицу длины для Vyc
(удельного объема на единицу длины ствола скважины). Более реальное значение С можно получить по данным точек прямолинейного графика с единичным уклоном в диагностических билогарифмических координатах: см. табл. 5.1, уравнение (5.4'). Несмотря на то, что значение С для горизонтальной скважины может быть значительно больше, чем для вертикальной скважины в том же пласте, время обычно бывает не столь большим из-за высокого значения С в уравнении
(5.4') - за счет влияния длины продуктивного ствола ГС.
Следующий режим течения - ранний (начальный) период РФП. На диагностическом билогарифмическом графике характеристикой совершенного (или эллиптического) РФП является постоянство производной давления Р' - уклон графика равен нулю. График [lg t, Pc (t)] имеет прямолинейный участок с уклоном т, и по уравнению (5.5') можно оценить значение (k r
k в
).
Механический скин-фактор 8м, который характеризует качество вскрытия и заканчивания скважины, рассчитывают по уравнению (5.6'). Величина kg является макроскопически средней по оцениваемой толщине пласта в вертикальном направлении. При наличии тонких пропластков k в
может быть значительно меньше, чем значения по данным анализа кернов. Время конца периода начального РФП - 1
к
РФП (когда радиус области влияния достигает ближайшей границы) определяется уравнением (5.7'), и если приток в конце периода ВСС значителен, то рассчитывается по уравнению (5.8').
ГС могут также проявлять полурадиальное течение (или псевдорадиальное), когда производная давления Р' на диагностическом графике остается величиной постоянной.
Полурадиальное течение может проявляться под влиянием одной непроницаемой границы-кровли или подошвы пласта. В этом случае происходит изменение (удвоение) уклона прямолинейного графика в полулогарифмических координатах и производная давления Р' будет выражаться прямо- линейным горизонтальным графиком в диагностических билогарифмических координатах с удвоенным значением уклона РФП.
Произведение (k r
k в
) вычисляют по уравнению (5.9'), используя уклон т' из графика Рс = Pс(t) в полулогарифмических координатах; скин-фактор определяется по уравнению (5.10').
Полурадиальное течение закончится, когда радиус влияния достигнет второй горизонтальной непроницаемой границы. 1
к РФП
- время конца полурадиального течения определяется уравнением
(5.11'). Если ГС (ее горизонтальный ствол) находится точно посередине между кровлей и подош- вой пласта, то в оценке этого времени нет необходимости.
Дальнейшее падение давления (в случае КПД) приводит к проявлению линейного течения -
ЛФП. Линии тока становятся параллельными непроницаемым кровле и подошве пласта и перпендикулярными к направлению ствола скважины. Как ранее было показано, признаком ЛФП является уклон, равный 0,5 для прямолинейных графиков:
Pс=Pс(t) и P'=P'(t). График APс(t) должен быть прямолинейным с уклоном т''. Уравнение
(5.12') используется для оценки k в
, h или Lc, если два других параметра известны. Скин-фактор для ЛФП находят из (5.13'). Общий скин So всегда является позитивным и независимым от качества закачивания скважины. ЛФП заканчивается, когда добыча из области, ближайшей к кон- цу ствола скважины, начнет приближаться ко времени, определяемом уравнением (5.14').
Если ширина области дренажа в горизонтальном плане станет больше, чем Lc, скважина войдет в период псевдорадиального течения - ПРФП (см. рис 1.5, е). На большом расстоянии от скважины линии течения (траектории) будут горизонтальными и направлены к стволу скважины.
Эта ситуация похожа на поздний период поведения ВС с вертикальной трещиной. График логарифмической производной давления Р' на диагностическом билогарифмическом графике снова представится горизонтальной линией (сама производная будет постоянной), уклон прямолинейного участка этой части графика в полулогарифмических координатах [lgt,APс(t)] определится величиной т" и из уравнения (5.15') возможна оценка kr, а из уравнения (5.16') - оценка Sm. Из-за ненадежности некоторых параметров в уравнении (5.16') период ПРФП мало пригоден для оценки скин-фактора Sm. Начало ПРФП - величина времени приблизительно того же порядка, что и конец ЛФП (см. уравнение 5.17').
И, наконец, когда на поведение давления влияют условия, созданные на боковых границах пласта, для расчетов по уравнениям (5.18') и (5.19') рекомендуется выбирать малые значения времени конца ПРФП - t к ПРФП
Последовательность режимов течения, вызванная боковыми гранич- ными условиями, идентична наблюдаемым в ВС. Отметим, что уравнения времени течения являются приближенными.

Анализ неустановившегося поведения восстановления забойного давления (КВД) для ГС так же, как и для ВС, основан на принципе суперпозиции. Изменение дебита q в ГС моделируется суперпозицией фиктивных эксплуатационных и нагнетательных скважин и последующим сумми- рованием действий всех скважин. Остановка (закрытие) добывающей ГС с дебитом «+q» моделируется суперпозицией фиктивной нагнетательной скважины с дебитом «-q» в той же точке, где находится и добывающая скважина со временем закрытия tp = 1пд (т.е. время работы скважины с момента пуска до закрытия принимаем равным времени работы скважины с постоянным дебитом). Результирующее давление (КВД) получают, суммируя оба давления
(действительной и фиктивной скважин), для случая бесконечного пласта по концепции графика
Хорнера при РФП или для ЛФП -графика в координатах корня квадратного из времени.
Математически корректным является случай, когда обе скважины - эксплуатационная и фиктивная нагнетательная - имеют один и тот же режим течения. Это обстоятельство является достаточно существенным, учитывая рассмотренную последовательность режимов течения для
ГС. Условие может быть ослаблено, если tp = 1пд значительно больше, чем максимальное время восстановления давления. Вклад добывающей скважины в общее изменение давления может стать пренебрежимым, и данные КВД можно анализировать, подобно КПД (как и в аналогичном случае с ВС). Во всяком случае, длительная КПД может значительно облегчить анализ и интерпретацию режимов течения КВД.
Пластовое давление является одним из важных параметров, подлежащих определению по данным ГДИС ГС. Глубинные манометры в ГС обычно спускаются на глубину выше горизонтальной части. Поэтому замеренное давление должно быть пересчитано с учетом вертикального градиента давления. Для новых скважин рекомендуется измерять начальное пластовое давление непосредственно в конце длительного периода закрытия скважины, после короткого периода добычи, перед значительным истощением пластовой энергии. Пластовое давление можно найти для РФП по КВД экстраполируя прямолинейный график Хорнера или экстраполируя линейный график в координатах корня квадратного от времени до нуля для случая
ЛФП. Неоднородность пласта серьезно затрудняет интерпретацию данных ГДИС в ГС.
5.2 Особенности планирования ГДИС горизонтальных скважин
Составление программы исследований ГС на неустановившихся режимах является достаточно специфичным. Так, на основании имеющейся геологической информации, геофизических данных, данных бурения и теоретических предпосылках инженер по ГДИС должен пытаться определить возможные режимы течений в ГС, их последовательность и продолжительность. Далее при составлении программы работ ГДИС руководствуются планируемым графиком изменения отборов перед и в течение исследований, выбором оборудования ствола, забоя, наземного оборудования и глубинных манометров.
Интерпретация данных ГДИС и их анализ связаны с расчетами производных давления Р', так как при этом усиливаются "шумы" и сигналы, поэтому рекомендуется применять высокоточные электронные манометры, способные в течение длительного времени регистрировать изменение давления в процессе ГДИС ГС. Высокая точность и частота замеров по времени электронных приборов позволяют получать кривые производных давления с минимальным «разбросом».
Важным элементом ГДИС ГС является закрытие скважины на забое с целью уменьшения
ВСС, т.к. объем горизонтальной и вертикальной частей может быть значительным, что исключит возможность использовать самые начальные участки КВД-КПД для интерпретации. Новые скважины рекомендуется кратковременно исследовать после заканчивания. Для этого используются различного вида комплексы испытательных инструментов (КИИ) - одно- и многоцикловые, спускаемые в скважину на гибких трубах, а также опробыватели пластов, спускаемые на канате.
Примеры некоторых инструментов различных конфигураций для ГДИС, применяемых за рубежом, приведены в табл. 2.3. Одним из основных требований при испытании горизонтальных скважин является обеспечение снятия КПД в течение достаточно длительного промежутка времени, как и последующих КВД, с тем, чтобы как можно больше последовательных режимов течения могли себя проявить и их можно было бы оценить с помощью вышеописанной методики - диагностических билогарифмических и характеристических графиков.
Так, при исследовании ГС на интерференцию (гидропрослушивание) рекомендуется, в

частности, применять дистанционные электронные глубинные манометры с точностью 0,05% от показаний прибора и порогом чувствительности 0,14 кПа (0,02 psi, или 0,00014 МПа), с элек- тронной памятью, способные работать в температурном режиме пласта и скважины. Спуск глубинных приборов в горизонтальную часть скважины рекомендуется производить на гибких трубах или с помощью специального оборудования.
Методы интерпретации данных ГДИС ГС схожи с методами интерпретации данных вертикальных скважин (например, с горизонтальной трещиной), общая процедура которых была изложена ранее (анализ диагностического билогарифмического графиков Р и Р', построение характеристических графиков и т.д.). Отличительной сложностью интерпретации данных ГДИС
ГС является невозможность, в ряде случаев, раздельной оценки проницаемостей kr и ks, особенно при кратковременных исследованиях.
5.3 Опыт ГДИС горизонтальных скважин и пример обработки и интерпретации данных
Ранее Р.Г. Шагиевым при участии В.И. Васильева изучались особенности интерпретации данных горизонтальных скважин. В качестве примера, обработки, анализа и интерпретации данных приведем результаты этого опыта ГДИС ГС.
Цель исследования заключалась в отработке методики ГДИС ГС и определении параметров пласта и ГС. Объектом была выбрана ГС, эксплуатировавшаяся штанговым глубинно-насосным способом. Была составлена программа проведения ГДИС: приведены исходные данные по скважине и информация по участку залежи, указаны виды работ по подготовке и оборудованию скважины, сроки выполнения и ответственные по каждому виду работ. Предусматривалась регистрация давления с помощью глубинного автономного цифрового скважинного прибора КСА-
А2-36-80/60, некоторые характеристики которого приведены в табл. 2.1.
Глубинный манометр помещался в наклонной части ствола скважины - переходной от вертикальной части к горизонтальной - в специальном перфорированном контейнере на конце насосно-компрессорных труб под насосом. Программой работ по ГДИС предусматривалось перекрытие ствола скважины между приемом насоса и глубинным манометром с помощью специального забойного отсекателя, который приводился в действие с помощью удлинителя хода полированного штока на головке балансира станка-качалки или ручным способом, ослабляя канатную подвеску. Подобная технология с применением этого забойного отсекателя успешно применялась ранее при ГДИС ВС. Имелся положительный опыт работы по этой технологии.
На основании предварительных оценочных расчетов был составлен обзорный график ГДИС ожидаемых изменений давлений и дебитов во времени.
После подготовительных работ ГС была пущена в работу на 96,5 ч, затем остановлена для снятия КВД1 в течение 260 ч, снова повторно была пущена в работу на 90 ч и остановлена для снятия КВД2 на 107 ч. Общая продолжительность ГДИС составила 560 ч (23 сут). На этом интервале времени глубинный манометр зарегистрировал 3600 точек изменения давления с равномерным шагом во времени 10 мин. Работы проводились в сотрудничестве с институтом
БашНИПИнефть.
На рис. 5.3 приведен обзорный график ГДИС, на котором нанесены 8200 точек, записанных после подъема манометра из скважины. К сожалению, возможно из-за отсутствия опыта перекрытия наклонной части ствола скважины, не удалось перекрыть ствол скважины с помощью отсекателя, как это планировалось в программе ГДИС.
В качестве иллюстративного примера приведен фрагмент обработки, анализа и интерпретации данных КВД1 ГС на рис. 5.4, на котором диагностический билогарифмический совмещенный график изменения давления и логарифмической производной давления Р' рассчитан по ранее изложенной методике в главе 1.9.

Рис. 5.3. Обзорный график исследования горизонтальной скважины
На рис. 5.4 обращает на себя внимание большой разброс точек на кривой производной давления Р' и невозможность четкого выделения характерных участков графиков простейших потоков - РФП, ЛФП и др.
К сожалению, видимо, в данном случае оказались недостаточная разрешающая способность прибора по давлению и погрешности измерения забойных давлений. Для построения более
«гладкого» графика производной давления Р' применяются различные процедуры сглаживания экспериментальных данных. При обработке замеренных данных Рс = Pс(t) ГС были апробированы рекомендованные другими исследователями методы одно- и многократного сглаживания, а именно: 1) методы скользящей средней, 2) интерполяционные полиномы Лагранжа, 3) ин- терполяционные полиномы Ньютона, 4) полиномиальная аппроксимация. Однако ни один из перечисленных методов не дал в этом конкретном случае удовлетворительных результатов после однократного применения. Наилучшие результаты были получены при использовании интерполяционного полинома Лагранжа третьего порядка. Использование различных процедур сглаживания экспериментальных кривых Р' может приводить к потере полезной информации и ошибочной интерпретации КПД-КВД.
Этим объясняются рекомендации о необходимости применения высокоточных манометров
(в частности, стандартных глубинных электронных дистанционных манометров с компенсационными пьезокварцевыми датчиками) при проведении подобных ГДИС ГС и после- дующей интерпретацией данных с использованием производных давления.

Анализируя эту условную и приближенную информацию с учетом ранее сделанных оговорок, можно отметить некоторые особенности. Имеют место два РФП (ранний и поздний -
ПРФП). Отмечаются два СФП в разные моменты времени. Для их интерпретации необходимо знание профиля притока к скважине (возможно подключение-отключение пропластков, наличие радиальных трещин, различное соотношение дебитов зон притока, анизотропия пласта и др.).
Ранний РФП отличается от полурадиального (полуэллиптического) притока, который может возникать под влиянием притока от единственной непроницаемой границы (например, кровли или подошвы пласта). Для полурадиального потока характерным являются удвоение, точное дублирование (повторение) уклона - появление на диагностическом билогарифмическом графике
Р' характерной ложбинообразной (корытообразной) формы графика. Между тем этого удвоения- дублирования уклона нет, а, следовательно, и гипотеза о полурадиальном течении в данном случае не получает оснований и подтверждения. Наличие двух условно оцениваемых раннего и позднего псевдорадиальных потоков может наводить на мысль о влиянии анизотропии или слоистости пла- ста. Так, ранний РФП может определяться более высокопроницаемыми пропластками или слоями
(или системой трещин), а поздний РФП может представляться суммарным, общим и определяется средними свойствами всех пропластков, слоев (возможно, системой трещин и матриц).

Оценочное приближенное значение механического скин-фактора по уравнению (5.6') составило Sm—6,012w-6. Это отрицательное значение и величина скин-фактора могут интерпретироваться как отсутствие ухудшения состояния призабойной зоны скважины.
Напоминая еще раз о демонстрационном, оценочном характере второго варианта интерпретации, отметим, что использование диагностического билогарифмического графика Р' в процедуре обработки и интерпретации данных ГДИС может дать больше информации о продуктивном пласте по сравнению с ранее известными, традиционными методами интерпретации данных ГДИС
ГС на неустановившихся режимах.
В заключение для построения качественной кривой производной давления Р' рекомендуется применение высокоточных глубинных дистанционных электронных манометров (сопоставимых по техническим характеристикам датчиков давления с соответствующими характеристиками датчиков типа компенсационных пьезокварцевых) с порогом чувствительности 0,0014 МПа, пределами измерения в диапазоне до 75-103 МПа, точностью 0,01% от показаний прибора +2psi
(0,00014 МПа), программируемыми возможными темпами замеров по времени от 1, 2, 3, 5, 10 и 30 сек до 1, 2, 5, 10, 30, 60 мин с максимальным автономным временем работы до 45 сут. измерения
КПД-КВД на забое горизонтальной скважины.
Чтобы минимизировать влияние ствола скважины (послеэксплуатационный приток-отток, сегрегацию фаз и т.д.) на КВД необходимо использовать забойные отсекатели - компоновку подземного оборудования, позволяющего «мгновенно» закрыть скважину на забое, в т.ч. и горизонтальную часть ствола скважины. Это позволяет получать более качественные (большей длительности по времени) КВД, неискаженные ВСС, что дает возможность идентифицировать большее число типов фильтрационных потоков. Дистанционный глубинный манометр должен спускаться под забойный отсекатель и обеспечивать возможность как контроля на поверхности, так и регулирования течения процессов перераспределения забойного давления в горизонтальных скважинах.
Для исследования отдельных интервалов горизонтального ствола скважины компоновка глубинных приборов и оборудования (забойного отсекателя, пакера и др.) должна обеспечивать возможность производства поинтервальных измерений забойных давлений с изоляцией - отсечением с двух сторон исследуемого интервала.
Технология
ГДИС
ГС должна предусматривать снятие
КПД-КВД большой продолжительности по времени с тем, чтобы их длительность была достаточной для развития и проявления в пласте и отражения на КВД, эволюции и динамики различных типов фильтрационных потоков (ЛФП, РФП, СФП и др.).