Изохронный метод исследования скважин

Одним из ускоренных методов исследования на стационарных режимах фильтрации является изохронный. Сущность метода заключается в том, что при испытании скважины с одинаковыми отрезками времени на режимах будет получена индикаторная кривая, характеризующая работу скважины выбранного отрезка времени. При этом обязательным условием является необходимость после каждого режима работы скважины ее остановка и восстановление давления до пластового. Основное условие изохронного метода испытания скважины является предположение о том, что радиус дренированной области не зависит от создаваемых величин депрессии на пласт.

Это означает, что при одинаковой продолжительности времени работы t_р на различных депрессиях, радиус зоны дренирования будет постоянным.

Характер изменения устьевого давления во времени при изохронном методе исследования показан на рисунке 4.14.

Рисунок 4.14 – Характер изменения давления во времени при исследовании скважины изохронным методом:

1÷12 точки замеров давления, температуры и дебита скважины; и – соответственно время необходимое для полного восстановления и частичной стабилизации давления и дебита. Продолжительность процесса восстановления давления сут в зависимости от размеров фрагмента и проницаемости пласта; – продолжительность работы скважины на каждом режиме максимально равное мин.

 

Для нелинейного закона фильтрации газа к скважине результаты испытания изохронным методом следует обрабатывать по формуле:

(4.54)

где P_з(t_p) – забойное давление, соответствующее времени, t_p; t_p – время работы скважины, принимаемое 40≤t_р≤60 мин и одинаковое на всех режимах; Q(t_p) – дебит скважины, соответствующий конце времени t_p; a (t_p), b (t_р)– коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от свойств пористой среды и насыщающих ее жидкостей и газов, а также от радиуса зоны дренирования. При величине t_p, равной времени полной стабилизации давления и дебита t_ст, радиус зоны дренирования доходит до контура питания, т.е. до R_к. Чем больше t_p, тем ближе значение a (t_p)к истинному значению а _ис.

Структура коэффициента a (t_p) при изохронном методе исследования скважины имеет вид:

или (4.55)

где ; μ, Z – соответственно коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления, температуры и состава газа. Учет влияния давления и температуры газа на результаты испытания будет рассмотрен отдельно; T_пл, T_ст – пластовая и стандартная температуры; h – толщина пласта; k – коэффициент проницаемости пласта; R_c – радиус скважины; R(t_p) – радиус зоны дренирования, охваченный скважиной за время работы t_p.

При постоянстве всех параметров, входящих в формулу (4.55), величина a _в(t_p)зависит только от R(t_p).

Величина b _втакже зависит от продолжительности стабилизации давления и дебита скважины. Структура коэффициента b _вдля совершенной скважины имеет вид:

или

(4.56)

где ; l – коэффициент макрошероховатости, зависящий от пористости, проницаемости, формы и извилистости фильтрационных каналов. Из (4.56) видно, что коэффициент b (t_р) практически не зависит от величины R(t_р).

Причина быстрой стабилизации коэффициента b _всвязана с радиусом зоны дренирования R(t_p)и радиусом скважины R_с на коэффициент b _в. Радиус скважины R_с для газовых скважин колеблется в пределах 0,075÷0,127 м. При R_c=0,1 м и радиусе зоны дренирования R(t_p)=50 м, коэффициент b _в будет b _в =b ^*(1/0,1–1/50)­≈10 b ^*.

Это означает, что коэффициент b _впрактически не зависит от продолжительности работы скважины на режимах.

Оправданное пренебрежение влияния времени работы скважины на коэффициент b _впозволяет определить его значение по нестабилизированным значениям забойных давлений Р_з.i(t_р) и дебитов Q(t_р) на различных режимах. Обработка результатов испытания в координатах [Р²_пл–P²_з(t_p)]/Q(t_p) от Q(t_p),позволяетопределить коэффициент a (t_p)как отрезок, отсекаемый на оси координат, и коэффициент b _вкак тангенс угла наклона прямой. Знание практически точного значения коэффициента b _впо нестабилизированным величинам забойных давлений и дебитов позволяет определить и истинное значение а _ис. Для определения истинного значения коэффициента а _ис можно использовать два метода.

1. При известном коэффициенте b _вдля определения истинного значения коэффициента а _ис, соответствующего стабилизированным величинам забойных давлений и дебитов, необходимо на одном из режимов дожидаться полной стабилизации забойного давления и дебита, используя уравнение:

(4.57)

где b – коэффициент, определяемый по результатам исследования скважины изохронным методом b (t_р)≈ b (t_ст); P_з(t_ст) – забойное давление на режиме, с которым эксплуатируется скважина после полной стабилизации; Q(t_ст) – дебит скважины после полной стабилизации работы на данном режиме; t_ст – время, необходимое для стабилизации давления и дебита на одном из режимов работы скважины.

2. Зная величину a (t_p)по результатам испытания скважины изохронным методом, истинное значение коэффициента а _ис можно определить по формуле:

(4.58)

где значения t_ст и t_p определяются по формуле (4.2); β – тангенс угла наклона кривой восстановления давления, обработанной в координатах P²_з(t) от lgt. При испытании скважины изохронным методом одним из обязательных условий является полное восстановление давления между режимами. Это означает, что при испытании скважины изохронным методом число КВД будет равно числу режимов. Для определения истинного значения коэффициента а _иснеобходимо одну из КВД обработать в координатах P²_з(t) от lgt. Далее, определив β, а также t_ст и t_p, находят истинный коэффициент а _ис по формуле (4.58).

Если на кривую восстановления давления влияет зона с ухудшенной проницаемостью пласта, т.е. кривая восстановления давления состоит из двух участков, то истинное значение а _исопределяется по формуле

(4.59)

где t₁ время, соответствующее точке пересечения двух прямолинейных участков кривой восстановления давления, построенной в координатах P²_з(t) от lgt; β₁, β₂ – угловые коэффициенты первого и второго прямолинейных участков кривой восстановления давления.

При выборе режима испытания следует обратить особое внимание на следующие факторы.

1. Дебиты скважины на всех режимах испытания должны обеспечить вынос с потоком газа жидких и твердых примесей и исключить возможность образования жидкой и песчаной пробок. Образование пробки или очищение забоя от нее в процессе испытания приводит к изменению коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений от режима к режиму является одним из факторов, влияющих на форму индикаторных кривых.

2. Параметры режима должны исключить возможность образования кристаллогидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины.

3. Режим скважины должен исключить возможность подтягивания конуса подошвенной воды в процессе испытания.

Основным недостатком изохронного метода является необходимость полного восстановления давления между режимами.

Форма записи исходных данных и обработки результатов при проведении исследования изохронным методом приведены в приложении.