Метод квд в скважине

Обновлено: 19.05.2024

Методы обработки кривой КВД

Метод снятия кривой восстановления давления (КВД) после закрытия скважины позволяет определить проводимость, пьезопроводность, пористость пласта, а также выявить зоны с резко выраженной неоднородностью, находящиеся в области дренирования скважины.

Перед началом исследования методом КВД скважина должна работать с некоторым установившимся дебитом и забойным (устьевым) давлением. Если скважина перед закрытием на снятие КВД работала с частой сменой неустановившихся режимов, то необходимо фиксировать указанные параметры на всех режимах работы и остановок, предшествующих снятию КВД. После этого закрывают скважину и регистрируют изменение давления на забое (устье), а также изменение температуры газа. Чтобы избежать влияние процессов в стволе скважины на форму КВД, желательно проводить замеры КВД на забое с помощью глубинных приборов.

Для обработки КВД существует несколько методов. При решении уравнения, описывающего процесс восстановления давления, используется два вида условий: бесконечный пласт и ограниченный пласт с постоянным давлением на контуре. Формулы, полученные для бесконечного пласта, применяются в тех случаях, когда в процессе исследования скважины, границы области дренирования не сказываются на поведении этой скважины.

Метод обработка КВД для бесконечного пласта в зависит от условий работы скважины до остановки. Если время работы скважины Т до снятия КВД больше времени восстановления давления t (T ³ t), КВД обрабатывается по формуле:

где, Рз(t) – давление на забое скважины, МПа; t – текущее время восстановления давления, сек; a иb – коэффициенты.

КВД строят в координатах Р 2 _з от lg t (рис.6.2) и по графику определяют коэффициенты a и b. Для этого выделяют на графике прямолинейный участок и проводят к нему касательную прямую. Тангенс угла наклона касательной равен b, а отрезок, отсекаемый касательной на оси ординат, равен a. По найденным a и b рассчитывают параметры пласта. Параметр проводимости пласта рассчитывают по формуле:

где, k – проницаемость пласта, дарси; h – эффективная мощность пласта, м; m - вязкость газа, сП; Q – дебит скважины перед остановкой; z – коэффициент сверхсжимаемости; Рат – атмосферное давление; Тпл – пластовая температура, К; Тст – температура при стандартных условиях, 293 К .

Если время работы скважины Т до снятия КВД меньше времени восстановления давления t (T £ t), КВД обрабатывается по формуле:

где, T – время работы скважины перед снятием КВД; Р_ПЛ – пластовое давление.

Применение формулы (6.1) в этом случае искажает конечный участок КВД и может привести к ошибочным результатам при расчете параметров пласта.

КВД строят в координатах P 2 _З от lg [(T + t) / t)] и по углу наклона прямолинейного участка определяют коэффициент b (рис.6.3). Метод позволяет определить пластовое давление. Для этого надо продолжить КВД до значения lg [(T + t) / t)] = 0 и точка пересечения прямой с осью P 2 _З даст значение квадрата пластового давления.

Если в процессе исследования скважины на ее поведении сказываются условия на границе пласта, то обработка КВД проводится по формуле для ограниченного пласта

Для определения a₁ и b₁ КВД строят в координатах lg ( P 2 _ПЛ - P 2 _З) от t, находят коэффициенты a₁и b₁ и определяют параметры пласта.

Гидродинамические исследования механизированных нефтяных скважин с регистрацией КВУ и КВД

1.1. Исследования с регистрацией кривой восстановления уровня

Гидродинамические исследования методом регистрации КВУ относятся к одноцикличным нестационарным технологиям и заключаются в регистрации кривой восстановления уровня после остановки стабильно или периодически работающей на режиме отбора скважины. Метод регистрации КВУ применяется также в процессе освоения и ремонтных работ после снижения уровня компрессором или свабом. Принципиальная схема устьевого и подземного оборудования при проведении исследований методом КВУ в скважинах, оборудованных ЭЦН, приведена на рисунке 1., а.

Обязательным условием проведения исследований с целью определения ФЕС пласта является использование автоматических уровнемеров, позволяющих вести регистрацию уровней с заданной периодичностью. В скважинах, оборудованных ЭЦН, дополнительно могут проводиться устьевые замеры буферного давления и глубинные замеры давления в НКТ с помощью манометра.

В результате исследований методом регистрации КВУ получают следующую гидродинамическую информацию: коэффициент продуктивности скважины, пластовое давление, скин-фактор и фильтрационные свойства пласта. Достоверность определения скин-фактора и ФЕС пласта по КВУ, как правило, ниже, чем при исследованиях методом КВД, особенно при обводненности продукции менее 50 %, низких депрессиях (менее 20 атм) и при высоком газовом факторе (более 100 м3/т).

Исследования методом регистрации КВУ могут также выполняться с одновременной регистрацией кривой восстановления уровня и давления глубинным манометром или телеметрической системой. В этом случае должна обеспечиваться синхронизация замеров данных параметров.

Основные причины низкой достоверности данных, получаемых при интерпретации КВУ:

1) ошибки замера уровня при образовании пены в затрубном пространстве и низкая точность регистрации уровня;
2) длительный послеприток, который в низкопродуктивных скважинах может продолжаться до 1–2 месяцев;
3) переток жидкости из НКТ во время исследования при негерметичности подземного оборудования (клапана-отсекателя или НКТ);
4) погрешности пересчета устьевых замеров уровня в забойные давления.

Рис. 1. Схема компоновки оборудования и измерительных приборов при исследовании механизированной скважины методом КВУ и с автономными манометрами и телеметрической системой на приеме ЭЦН:
а) схема скважинной компоновки и обвязки устьевого оборудования; б) скважинная компоновка с автономными манометрами в НКТ и на приеме насоса; в) скважинная компоновка с автономным манометром в НКТ и телеметрической системой;
1 — ЭЦН, 2 —клапан-отсекатель, 3 — реперный патрубок, 4 — план-шайба, 5 — образцовые и электронные устьевые манометры, 6 — уровнемер, 7 — замерная установка (ГЗУ, ОЗНА, АСМА), 8 — станция управления ЭЦН, 9 — электронный глубинный манометр в НКТ над клапаном-отсекателем, 10 — манометр ниже ЭЦН, 11 — телеметрическая система

При исследовании сильно обводненных скважин отмечается удовлетворительная достоверность определения параметров скважины и пласта. Преимущества исследований механизированных скважин методом регистрации КВУ заключаются в простоте выполнения работ и отсутствии необходимости применения специальных скважинных компоновок.

1.2 Исследования с регистрацией кривой восстановления давления

В промысловой практике нашли широкое применение исследования механизированных добывающих скважин с регистрацией давления глубинными манометрами или дистанционными телеметрическими системами с датчиками давления и температуры. На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при выполнении исследований с контролем давления автономными глубинными манометрами (б) и телеметрической системой (в).

Доставка манометров в скважину по схеме 1., б производится одновременно со спуском насосного оборудования. Манометры размещаются в хвостовике или трубном держателе под насосом, также может устанавливаться дополнительный манометр в НКТ выше клапана-отсекателя для контроля герметичности компоновки [8, 9]. Подъем приборов выполняется в процессе последующего ремонта скважины. В процессе исследований ведется непрерывная регистрация давления на забое скважины и дебита жидкости, дополнительно может проводиться регистрация давления в НКТ над обратным клапаном и на устье скважины. При пуске скважины в работу глубинный манометр, установленный ниже насоса, регистрирует весь процесс изменения давления, включая кривую стабилизации давления при выводе скважины на режим и кривую восстановления давления или несколько КВД после остановки (остановок) скважины. Исследования с использованием автономных манометров более информативны по сравнению с регистрацией уровней на устье и позволяют получить более достоверные параметры пласта. Вместе с тем метод не получил широкого распространения ввиду того, что в период работы скважины и до подъема оборудования отсутствует возможность анализа кривой изменения давления и определение параметров скважины и пласта.

Для проведения гидродинамических исследований механизированных добывающих скважин нашли широкое применение телеметрические системы в компоновке с электроцентробежными насосами, включающие погружную часть с датчиками давления, температуры и наземный блок с преобразователем и электронным накопителем данных (рис. 1.16, в). Оборудование широко применяется для исследований на установившихся и неустановившихся режимах, гидропрослушивания пласта, долгосрочного мониторинга забойного давления в межремонтный период эксплуатации механизированных скважин [12–14]. Дистанционная передача сигналов с датчиков ТМС по кабелю ЭЦН на преобразователь позволяет в реальном времени получать информацию о давлении на приеме насоса в течение всего межремонтного периода эксплуатации скважины, а также в периоды плановой остановки на регистрацию кривой восстановления давления. Существует возможность регистрации КВД при незапланированных остановках или в период ожидания ремонтных работ. Точность регистрации давления на приеме насоса зависит от типа телеметрической системы и разрешения датчика давления. При использовании ТМС с высокой разрешающей способностью (0.01 атм) обеспечивается более надежное диагностирование на производной давления процессов фильтрации, корректный выбор интерпретационной модели и высокая достоверность параметров пласта.

В процессе регистрации КВД необходимо выполнять дополнительные замеры устьевых и глубинных параметров: буферного и затрубного давлений, уровней в затрубном пространстве и давления в НКТ с помощью глубинного манометра. Давление в НКТ над установкой ЭЦН регистрируется с целью контроля герметичности оборудования и дальнейшего учета перетоков жидкости при интерпретации. Глубина установки манометра в НКТ для контроля герметичности подземного оборудования выбирается на 30–100 м выше подвески погружного насоса (в зависимости от расположения клапана-отсекателя). Замеры уровней и давлений в затрубном пространстве рассматриваются в качестве вспомогательных и используются при интерпретации КВД в случае отказа средств телеметрии в ходе исследований.

При проведении исследований механизированных скважин методом регистрации КВД в дополнение к необходимым условиям исследования фонтанных скважин следует соблюдаться следующие требования:

– для контроля герметичности клапана-отсекателя и НКТ и выявления перетоков жидкости при КВД необходимо проводить регистрацию давления в лифтовых тубах путем установки глубинного манометра над ЭЦН выше клапана-отсекателя;

– для надежного диагностирования участка радиальной фильтрации рекомендуется проводить моделирование исследований, в том числе с учетом взаимовлияния окружающих добывающих и нагнетательных скважин.

Литература

Курочкин В. И., Санников В. А. Теоретические основы и анализ гидродинамических исследований скважин : монография. — М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. — 372 с.
Вольпин А. С., Мясников Ю. А. и др. Анализ применения ГДИС-технологий в информационном обеспечении проектирования разработки // Нефтяное хозяйство. 2002. № 5. С. 58–60.
Барышников А. В., Кременецкий М. И. и др. Формирование системы промыслового мониторинга на основе долговременных исследований стационарными датчиками на приеме насоса // Нефтяное хозяйство. 2009. № 12. C. 41–44.
Ипатов А. И., Нуриев М. Ф., Белоус В. Б. Информационная система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей // Нефтяное хозяйство. 2009. № 10. С. 58–62.

Внимание!

На сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» приведены результаты интерпретации исследований механизированных нефтяных скважин с регистрацией КВУ и КВД в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС» (файлы интерпретации, краткий отчет).

Гидродинамические исследования фонтанных нефтяных скважин с регистрацией кривой восстановления давления

Исследования работающей с постоянным дебитом фонтанной скважины путем регистрации КВД являются одним из наиболее информативных методов изучения энергетического состояния и фильтрационно-емкостных свойств пласта, границ резервуара, анизотропии коллектора в пласте и окрестности скважины, состояния призабойной зоны.

К преимуществам исследований фонтанных скважин методом регистрации КВД относятся простота регулирования режима работы скважины путем изменения диаметра дискретного штуцера или смены штуцеров, отсутствие технических сложностей доставки приборов на забой.

Несмотря на простоту проведения исследований фонтанных скважин, информативность и качество результатов зависят от многих составляющих. При планировании и анализе исследований фонтанных скважин методом регистрации КВД требуется учет различных особенностей объекта: пластового давления, фильтрационно-емкостных свойств пласта и состояния призабойной зоны, глубины скважины, газосодержания и давления насыщения нефти, наличия внешних границ — разломов, выклинивания пластов и др. Данные параметры влияют на время восстановления давления, длительность послепритока и выхода КВД на диагностическом графике на участок радиальной фильтрации, поведение диагностического графика при наличии внешних границ пласта или влиянии окружающих скважин, а следовательно, определяют выбор оптимальной технологической схемы ГДИ по способу закрытия скважины — на устье или забое.

Исследования методом регистрации КВД проводятся по одноцикличной и многоцикличным технологическим схемам. Основной технологической схемой по способу закрытия скважины является закрытие на устье. Поэтому в скважинах с многофазной продукцией и высоким газосодержанием процесс заполнения колонны после остановки может быть достаточно продолжительным, что приводит к наложению на диагностическом графике участка ВВС на участок радиальной фильтрации. Этот эффект наиболее сильно проявляется в глубоких скважинах с большим объемом ствола в интервале разгазирования нефти.

1.2 Компоновка скважинного и устьевого оборудования для ГДИ

На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при исследовании фонтанной скважины методами КВД, ИД, КСД.

Рис. 1. Схема компоновки оборудования и измерительных приборов при исследовании фонтанных скважин методами КВД, ИД, КСД:

1 — автономные глубинные манометры-термометры, 2 — каротажный кабель или проволока, 3 — задвижки, 4 — план-шайба, 5 — превентор, 6 — лубрикатор, 7 — каротажный подъемник или исследовательская машина с проволокой, 8 — образцовый и электронный устьевые манометры, 9 — газосепаратор, 10 — диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), 11 — расходомер

1.3 Технологическая схема исследований

Минимизировать отрицательное влияние газа удается при использовании технологической схемы с закрытием скважины на забое путем герметизации затрубного пространства пакером и перекрытия притока из пласта клапаном-отсекателем. Исследования с закрытием на забое выполняются со специальным многофункциональным оборудованием DrillSteаm Test, состоящим из скважинной компоновки и устьевого оборудования.

На рисунке 2. схематично показаны основные элементы скважинной компоновки DrillSteаm Test. Скважинная компоновка DST включает колонну, состоящую из нескольких элементов: клапанов для тестирования герметичности погружного оборудования, прямой и обратной промывки; приборов, контролирующих точную посадку пакера в стволе; перфоратора с перфораторными зарядами, приводимого в действие избыточным давлением либо сбросом в колонну труб металлического прута; приборов для регистрации давления, температуры и др.

Рис. 2. Схема скважинной компоновки DrillSteаm Test (DST) для исследования скважин с закрытием на забое:

1 — фонтанная арматура, 2 — трубы, 3 — телескопический переводник, 4 — трубы, 5 — резервный циркуляционный клапан, 6 — главный циркуляционный клапан, 7 — переводник, 8 — трубный держатель манометров, 9 — гидравлический ясс, 10 — предохранительный переводник, 11 — пакер, 12 — фильтр, 13 — инициирующая головка, 14 — перфоратор, 15 — заглушка

и др. Устьевое оборудование состоит из следующих узлов: испытательной арматуры на рабочее давление 103.5 МПа и температуру от –29 до 177 °С; системы аварийного закрытия с отдельным автономным манифольдом гидроуправления, подающим давление на гидравлическую задвижку фонтанной арматуры; штуцерного манифольда с портами для измерения давления и температуры; теплообменника для подогрева потока скважинного флюида; нефтяного и газового манифольда; трехфазного сепаратора; вертикальной калибровочной емкости объемом 16 м 3 ; перекачивающего насоса для жидкости; горелки с системой дистанционного розжига; насоса для закачки химреагентов; лаборатории с системой сбора и обработки данных.

Преимущества применения оборудования DST заключаются в возможности проведения за один спуск компоновки нескольких технологических операций, включая промывку, перфорацию скважины, гидродинамические исследования, кислотную обработку и регистрацию КВД с закрытием скважины на забое.

При проведении исследований методом регистрации КВД должны соблюдаться следующие требования:

продолжительность работы скважины перед остановкой на КВД должна в 3–5 раз превышать время регистрации кривой восстановления давления;
в течение периода исследований глубинный манометр-термометр должен находиться на фиксированной глубине в максимальной близости кисследуемому пласту;
для анализа КВД необходимо учитывать предысторию работы скважины за период, в несколько раз превышающий период регистрации кривой восстановления давления.

Литература

Курочкин В. И., Санников В. А. Теоретические основы и анализ гидродинамических исследований скважин : монография. — М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. — 372 с.
Основы испытания пластов. — М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. — 432 с.

Внимание!

На сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» приведены результаты интерпретации исследований фонтанных нефтяных скважин с регистрацией КВД в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС» (файлы интерпретации, краткий отчет).

Обзор методов определения пластового давления в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС»

Пластовое давление — давление на условном контуре питания и является мерой энергетического состояния пласта. Согласно большинству определений, под пластовым давлением подразумевается давление на условном контуре питания скважины.

Получение достоверных данных о начальном и текущем пластовом давлении в нефтегазонасыщенном пласте на различных стадиях разработки дает информацию об энергетическое потенциале объекта и является одной из основных задач контроля разработки месторождений.

Начальное пластовое давление имеет место до начала разработки или ввода в эксплуатацию скважин в новых участках по площади резервуара. Текущие пластовые давления формируются в нефтегазонасыщенном пласте в процессе извлечения из него флюида системой эксплуатационных скважин. Его распределение по площади пласта характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

Начальное и текущее пластовое давление приводят к горизонтальной плоскости, обычно к водонефтяному и или газоводяному контакту (ВНК, ГВК).
На практике пластовое давление определяется, как правило, в остановленных или простаивающих скважинах. Однако фактическое определение пластового давления в остановленной скважине осложняется недостаточным для стабилизации временем остановки скважин и влиянием соседних работающих скважин, что выражается в отсутствии установившегося давления в остановленной скважине.

Современные программные продукты по интерпретации гидродинамических исследований имеют различные методы определения пластового давления. Выбор наиболее корректного метода зависит от многих факторов – конструкции заканчивания скважины (вертикальная, горизонтальная, с ГРП и др.), фильтрационных свойств пласта и геолого-промысловых условий разработки месторождения.

В настоящем обзоре приведены методы определения пластового давления, реализованные в ПО «Мониторинг ГДИС». Также на сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» рассмотрена последовательность определения пластового давления различными методами с выбором наиболее корректного значения по результатам интерпретации КВД газовой скважины после проведения большеобъемной кислотной обработки.

2. Метод аппроксимации КВД экспоненциальной зависимостью

Метод основан на аппроксимации КВД зависимостью y(t)=P_pl-C∙exp(-mt).

В качестве интервала аппроксимации рекомендуется выделять конечный участок кривой продолжительностью около ½ от КВД. Метод может давать погрешности для значительно недовосстановленных КВД.
На рисунке 1 приведено окно программы с диаграммой давления и полученным значением на глубине установки манометра, равном 42,555 МПа.

Рис. 1 Окно программы «Мониторинг ГДИС» с результатом определения пластового давления методом аппроксимации КВД

3. Метод Хорнера

Метод Хорнера основан на аппроксимации зависимости давления после остановки скважины на КВД формулой:

При больших значениях времени КВД Δ t по сравнению с временем работы скважины с дебитом q переменная X (безразмерное время) стремится к 1, а давление p(X) – к начальному давлению в пласте pin, которое принимается за пластовое давление ppl. К недостатку метода следует отнести неприменимость при сложной истории работы скважины и не учёт падения давления в пласте в процессе разработки.

На рисунке 2 приведена диаграмма и результат определения пластового давления методом Хорнера 43,61 МПа.

Рис. 2 Диаграмма определения пластового давления методом Хорнера

4. Метод псевдоустановившегося состояния PSS

Метод псевдоустановившегося режима (состояния) основан на приближенном решении задачи о запуске в работу вертикальной скважины в пласте, ограниченном непроницаемым контуром площадью А. Согласно этому решению давление на скважине, запущенной в работу с постоянным дебитом на поверхности q через время t определяется соотношением:

где Rw – радиус скважины, A-площадь зоны дренирования, Re –условный радиус контура питания, а CA - коэффициент формы зоны дренирования. В частности, для круговой границы CA=31.62.
К недостаткам метода относится отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором. На результат имеет существенное влияние давление перед КВД Pwf и других параметров. Физический смысл определяемого давления соответствует начальному давлению Pi, а не текущему пластовому давлению.
На рисунке 3 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления методом псевдоустановившегося состояния.

Рис. 3 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом псевдоустановившегося состояния PSS

5. Метод материального баланса

Метод матбаланса или среднего пластового давления в зоне дренирования основан на законе сохранения массы для замкнутого коллектора и позволяет провести оценку текущего пластового давления для условий ограниченной области дренирования скважин, например в зоне дренирования скважины в низкопроницаемом пласте с отсутствием или весьма малым влиянием окружающих скважин. В простом виде метод записывается как

где Pср - текущее среднее давление, Vp – объем поровой части коллектора, t – время работы скважины, Q=qt – накопленная добыча, A – площадь коллектора.
Комбинируя выражение (2) и выражение (3) получаем соотношение для нахождения текущего среднего пластового давления в виде

К недостаткам метода относятся отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором (как вариант, замена скин-фактора загрязнения на суммарный скин-фактор).
Для расчета среднего пластового давления методом матбаланса используются данные эффективной толщины пласта, пористости, коэффициента сжимаемости Ct (упругоёмкости пласта), дебита скважины, площади дренирования (по значению радиуса исследований), начального пластового давления, продолжительности исследований. На рисунке 4 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления.

Рис. 4 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом матбаланса

6. Метод построения модельной кривой к началу истории работы скважины (Pi)

Метод основан на совмещении с помощью нелинейной регрессии данных замера и модельной кривой на интервале КВД и продолжение модельной кривой давления назад по времени до первой точки истории дебитов, которая по смыслу является начальным пластовым давлением Pi. На рисунке 5 приведена диаграмма модельной кривой давления, полученная в результате интерпретации КВД газоконденсатной скважины, и значение параметра в точке Pi, равное 43,2643 МПа.

Рис. 5 Фактическая диаграмма КВД и модельная кривая давления на интервалах КВД и полной истории работы скважины

Метод квд в скважине

Кривые восстановления давления ( КВД ) регистрируются после закрытия добывающей скважины. Эти кривые могут быть введены в компьютер вручную с помощью встроенного редактора (после оцифровки аналоговых кривых), перенесены через Буфер Обмена из других приложений Windows (Excel, Word и т. д.), импортированы из текстовых файлов (в случае цифровой регистрации).

В зависимости от технологии проведения испытаний, КВД могут обрабатываться методами Хорнера (после непродолжительного притока, недостаточного для полного формирования воронки депрессии и установления стационарного режима) или касательной (после длительной работы на установившемся режиме). Эти методы позволяют рассчитать коэффициент гидропроводности удаленной зоны пласта, оценить состояние прискважинной зоны (скин-фактор и коэффициент призабойной закупорки), а метод Хорнера позволяет также определить текущее пластовое давление.

Пользователь может непосредственно на графике выбрать участок кривой для обработки, при необходимости скорректировать положение линии регрессии. Выбирая различные участки кривых, можно оперативно сравнить результаты различных вариантов обработки, оценить параметры участков пласта различной удаленности от скважины.

Наряду с традиционной моделью бесконечного пласта, при анализе КВД может использоваться методика Чарного для пласта с ограниченным контуром питания. Такая модель представляется более обоснованной в случаях регистрации КВД после установившегося отбора. Наряду с коэффициентом гидропроводности, модель Чарного позволяет рассчитать радиус контура питания и давление на контуре питания (т. е. текущее пластовое давление), чем дополняет традиционный метод касательной .

Для обработки по модели Чарного строится график логарифма депрессии и производной давления от времени (такой же, как для модели Полларда , см. следующий рисунок, а также модель Чарного для газовых скважин ). Имеется возможность автоматического подбора величины пластового давления для достижения линейности кривой депрессии и совмещения её с кривой производной на поздних временах. Также текущее пластовое давление можно определить по графику забойного давления против производной давления путем экстраполяции до линии нулевой производной (на рисунке Pк по P(dP/dt) ).

Для оценки характера пористости трещиноватых коллекторов, КВД обрабатываются по модели Полларда . Эта модель рассматривает депрессию из трех составляющих:

Перепад между пластовым давлением и давлением в матрице пласта.
Перепад между давлением в матрице и в трещинной системе пласта.
Перепад давления между трещинной системы пласта и прискважинной зоны.

Представленная на рисунке графоаналитическая методика обеспечивает поэтапное выделение этих составляющих депрессии по КВД.

В результате по соотношению составляющих депрессии рассчитывается коэффициент динамической емкости, который позволяет оценить долю пустотности, приходящуюся на трещинную систему пласта. Таким образом, определяется соотношение первичной (межгранулярной) и вторичной (трещинной и кавернозной) пористости. Кроме того, метод Полларда дает оценку истинной проницаемости трещин, величины скин-эффекта и коэффициента заканчивания скважины.

Для определения модели пласта и режима фильтрации в последнее время практикуют построение графиков давления и производной давления в билогарифмических координатах. Для дифференцирования КВД применяется специальный алгоритм с переменной степенью сглаживания. Пользователь может регулировать степень сглаживания, чтобы получать незашумленные и неискаженные кривые производной при различных временных интервалах и качестве замеров давления. Также можно оперативно исключить из расчетов отдельные недостоверные точки или участки кривых. Такие интерактивные манипуляции позволяют получить качественную кривую производной.

Производная вычисляется как по логарифму времени, так и по суперпозиции времен Хорнера, позволяя, таким образом, оценить возможности применения того или иного метода интерпретации. По горизонтальному участку на кривой производной определяют время начала режима линейного радиального потока. Именно этот участок нужно использовать при обработке КВД. Отсутствие такого участка (недовосстановленная КВД) свидетельствует о необходимости учета эффекта "послепритока" в ствол скважины после её закрытия.

В нашей системе для учета "послепритока" используется модель, предполагающая экспоненциальный характер затухания дебита "послепритока" после закрытия скважины. Такая модель приемлема в большинстве случаев и позволяет избежать значительных погрешностей, которые возникают при попытках оценить "послеприток" дифференцированием фактических кривых. Автоматическим подбором показателя затухания дебита ( Альфа ) добиваются линейности кривой, исправленной за "послеприток", на всем протяжении, включая ранние и поздние времена. Чтобы оценить качество обработки, модельная кривая (рассчитанная по определенным параметрам пласта и "послепритока") совмещается с фактическими замерами.

Аналогичным образом обрабатываются кривые падения давления ( КПД ) в нагнетательных скважинах. Интерпретация КВД для газовых скважин проводится в подсистеме КВД-газ .

КВД (КВУ)

Исследование методом установившихся отборов проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин с регистрацией параметров не менее чем на 3-х установившихся режимах для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

· Исследование методом отборов (ИД)

· Исследование методом закачек (ИД)

Исследование методом отборов (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на добывающих скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:

· Давление на забое (динамический уровень) на различных режимах работы скважины

· Дебит добывающей жидкости на различных режимах работы скважины

· Обводненность продукции скважины на каждом режиме

Исследование методом закачек (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на нагнетательных скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:

· Давление на забое на различных режимах работы скважины

· Расход закачиваемой жидкости на различных режимах работы скважины

· Модель течения в пласте;

· Наличие и параметры техногенной трещины;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, пласта;

· Радиус влияния скважины (радиус исследования);

Исследования на неустановившихся режимах

Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

КВД (КВУ)

Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора

· Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважины

Влияние различных факторов на форму КВД

Перед проведением исследований на нестационарных режимах скважину подключают к газопроводу или к линии испытания с выпуском газа в атмосферу. При этом фиксируется изменение давления на устье скважины, а так же давление и температура на ДИКТ и буфере. Если перед началом испытаний скважина не работала, то следует её запустить в работу, фиксируя процесс стабилизации давления на забое или устье, дебит скважины во времени. Следует отметить, что указанные ранее величины были полностью стабилизированы, так как эти значения являются исходными при определении стабилизированных значений забойного давления и дебита. По завершению регламентных работ скважину закрывают и фиксируют изменение давления на забое или устье газовой скважины, температуры (по возможности затрубное давление). При снятии величин забойного давления с помощью дистанционных приборов во времени, измерение температуры после закрытия скважины необязательно. При пластовых температурах более 323 К регистрация изменения температуры по стволу скважины обязательна, поскольку она оказывает влияние на характер кривой восстановления давления, снятой на устье скважины. Следует добавить, что если разница между забойной и устьевой температурой в процессе работы скважины не более 10 0 С, то эти изменения в ходе восстановления давления на устье скважины не оказывают влияние на форму КВД и полученная кривая поддается обработке.

Снятие КВД на забое скважины является наиболее предпочтительным, особенно в высокодебитных скважинах с высокой пластовой температурой при небольших депрессиях на продуктивный пласт. Обязательными являются глубинные измерения при снятии КВД в газонефтяных скважинах.

Применение в настоящее время методики обработки КВД в основном для условий мгновенного закрытия скважины, работающей в однородном пласте при стационарном распределении давления до остановки и изотермическом процессе восстановлении давления. В реальных скважинах эти условия невыполнимы.

На основании результатов исследования скважины на нестационарных режимах определяется параметр т.н. ''скин-эффект'' С₁

где С – коэффициент несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия;

к₁,к– коэффициенты проницаемости призабойной зоны и за её пределами.

На практике формы КВД в газовых скважинах искажаются под влиянием различных факторов. К ним относятся:

- приток газа после закрытия скважины;

- допущения, принятые для решения исходного дифференциального уравнения;

- неоднородность пористой среды по толщине и по площади , неизотермичность процесса восстановления давления;

- технологические процессы до остановки скважины;

- изменение параметров газа и пористой среды от давления и температуры.

Естественно, что в основном на форму КВД одновременно оказывают влияние почти все факторы. Однако имеется ряд факторов, влияния которых можно избежать, если заранее составить всесторонне обоснованную программу исследовательских работ. Ниже рассмотрены возможности избежания влияния различных групп факторов.

1. Избежать притока газа к скважине после её закрытия невозможно, так как это равносильно закрытию скважины на забое в интервале притока газа к стволу. В результате незначительного влияния притока газа после закрытия скважины его учёт в большинстве случаев не устраняет искаженность кривой восстановления давления.

2. Невозможно избежать допущения, принятого при решении исходного дифференциального уравнения нестационарной изотермической фильтрации газа при линейном законе сопротивления.

Схематизация задачи для получения математической зависимости между отдельными параметрами, входящими в уравнение, с сохранением физической сущности процессов, происходящих при фильтрации газа в пористой среде, обусловлена природой. Неточности решения уравнения фильтрации связаны как со схематизацией задачи, так и с математическими методами его решения. Различные методы решения для одинаковых схематизации граничных и начальных условий дают весьма близкие результаты, и поэтому при обработке результатов испытания используются, как правило, наиболее простые методы. Если скважина окружена соседними работающими скважинами, то использование формулы для "бесконечного" пласта для обработки результатов испытания приводит к искажению формы КВД. Факторы, связанные с неоднородностью пласта по толщине и по площади, могут быть учтены (их исключить невозможно) частично в более строгой постановке, а частично приближенно. Есть приближенные аналитические решения задачи, учитывающие изменчивость параметров пласта по площади, а также численные и аналоговые решения, принимающие во внимание изменение параметров пластов по толщине.

4. Факторы, связанные с технологией снятия кривых восстановления давления:

- точность измерения и расчёта забойных давлений во времени;

- правильная фиксация момента закрытия скважины, продувка скважины на больших дебитах (депрессиях на пласт) перед закрытием для снятия кривой восстановления давления;

- продолжительность работы скважины перед закрытием на одном или нескольких часто сменяющихся режимах и другие - могут быть заранее исключены.

Но при снятии КВД в скважине, только что вышедшей из бурения, или после окончания ремонтных работ и её продувки на больших дебитах для очистки забоя от жидких и твердых примесей и при исследовании с испытателем на трубах, исключить технологический фактор невозможно.

5. Факторы, связанные с изменением параметров газа и пористой среды, могут быть учтены и в стадии решения основного дифференциального уравнения, и при обработке данных исследования по имеющимся формулам.

Различные формы искаженных кривых восстановления давления показаны на рисунке 2. В целом эти кривые можно разделить на три категории:

1) кривые, у которых искажены начальные участки;

2) кривые, у которых искажены конечные участки;

3) кривые, у которых искажены и начальные и конечные участки.

К наиболее часто встречаемым факторам, искажающим начальные участки кривых восстановления давления, относятся:

- продувка скважин перед снятием кривой восстановления давления;

приток газа к скважине после её закрытия; степень загрязнения или очищения призабойной зоны по сравнению с параметрами основного пласта;

- многопластовость залежи с различными параметрами.

Конечные участки кривых восстановления давления искажаются под влиянием следующих факторов:

- резкое ухудшение параметров или выклинивание основного пласта;

- остывание ствола скважины после остановки и сильное снижение температуры газа на месторождениях с высокой пластовой температурой;

- перераспределение давления в затрубном и трубном пространстве при наличии столба жидкости в стволе скважины и др.

Совокупность влияния всех факторов одновременно приводит к искажению как начального, так и конечного участка. Искажение формы КВД происходит и в процессе разработки месторождения. Очень часто кривые, имеющие неискаженную форму в начале разработки, искажаются со временем. Одной из причин, приводящей к искажению формы КВД, является выпадение, накопление и частичный вынос конденсата в призабойной зоне. Причиной искажения кривой является и увеличение или уменьшение проницаемости призабойной зоны в результате снижения пластового давления в процессе разработки месторождения. Характер изменения проницаемости призабойной зоны в процессе разработки зависит от типа пород, в частности от того, какой коллектор - терригенный или трещиноватый, устойчивый или рыхлый, высокопроницаемый или нет и т.д. Перед обработкой кривых восстановления давления интерпретатор-исследователь должен ознакомиться с характеристикой залежи, хронологией исследования данной скважины и отдать предпочтение той или иной методике, учитывающей ожидаемые изменения параметров, входящих в формулу обработки.

Необходимо отметить, что по форме КВД можно определять и тип коллектора – трещиноватый, трещиновато-пористый и прочее. Тип коллектора определяется путём обработки КВД в координатах от t. На рисунке 3 приведены типичные формы КВД полученных в результате

исследования скважин на нестационарных режимах в скважинах, вскрывших трещиноватые и трещиновато-пористые коллектора.

Рисунок 2. Формы КВД, в зависимости от влияния неоднородности пласта, технологических факторов и изменения свойств пористой среды и газа:

В чисто трещиноватом пласте КВД представляет собой прямую линию под некоторым углом к оси времени, значение которого зависит от фильтрационных свойств пласта (рисунок 3 а).

Рисунок 3. Формы КВД определяемые обработкой в координатах от t для оценки трещиноватости и неоднородности продуктивного газоносного пласта

В неоднородном трещиноватом пласте КВД представлена в виде ломаной линии, углы наклона линий и точки перелома зависят от параметров неоднородных участков и расстояния от участка с одним параметром до участка с другим параметром (рисунок 3 б)

При ухудшенной характеристике ПЗП трещиноватого пласта форма КВД имеет начальный вогнутый участок с выпуклостью в сторону оси времени, и чем позже КВД выходит на прямую, тем значительней зона с ухудшенными параметрами (рисунок 3 в).

Обработка КВД для трещиновато-пористых пластов по зависимостям для пласта с конечными размерами, представляется кривой с выпуклостью к оси времени t (рисунок 3 г).

При ухудшенной характеристике ПЗП трещиновато пористого пласта КВД имеет на начальном участке выпуклость к оси времени t, а осевая часть - выпуклостью от оси времени t (рисунок 3 д).

Читайте также: