Методики интерпретации результатов гдис методом псуо и в неустановившемся режиме

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Различают методы ГДИС в скважинах:

1) на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД).

Этот вид исследования называется исследованием на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного и устьевого давлений и дебита скважины. Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Pзаб, Рзатруб, Руст, дебит нефти, дебит воды, дебит газа, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы. Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента — давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима. После чего строят индикаторную диаграмму.

Интерпретация ИД.

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е

На рис. 3.4 представлены типичные индикаторные диаграммы.

Как видно из рис. 3.4, индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными (1 — рис. 3.4 а), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов. Форма индикаторной линии зависит от режима дренирования пласта, режима фильтрации, от природы фильтрующихся флюидов, от переходных неустановившихся процессов в пласте, от фильтрационных сопротивлений, от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1—рис. 3.4 а) может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

По мере возрастания депрессии прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил

инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа. Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2 — рис. 3.4 а), характерны, как правило, для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными. Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3 — рис. 3.4 а), могут быть получены в следующих случаях:

— увеличение притока при повышении АР за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.;

— самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;

— некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Все индикаторные линии, приведенные на рис. 3.4 а, могут быть описаны уравнением следующего вида:

- называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину.

где к—коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м7(сут МПа), если дебит измеряется в м7 сут, а давление — в МПа,

п — показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.

Для индикаторных диаграмм на рис. 3.4 а: линейной 1 — показатель степени п - 1; выпуклой к оси дебитов 2 —показатель степени п < 1; вогнутой к оси дебитов 3 — показатель

степени п > 1.

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в урав-

нении Дюпюи (1.8) через /Сгмр:

коэффициент продуктивности является интегральной характеристикой, учитывающей не только свойства флюидов и пористой среды, но и самой скважины и области питания. Нелинейные индикаторные линии могут быть интерпретированы с использованием двухчленного уравнения фильтрации, записанного в следующем виде (с учетом сил инерции):

где ДР/Д/ - перепад давлений на единицу длины (градиент давления), Па/м;

v — скорость фильтрации, м/с;

в — комплексный коэффициент, характеризующий пористую среду и флюид.

2) на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования. Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования. Исследование заключается в получении зависимости изменения забойного давления в скважине в функции времени, после изменения режима ее работы (пуска или остановки). После чего данную зависимость интерпретируют, и находят характеристики пласта.

Графически изменение давления и дебита скважины до остановки ее в момент времени рисунке — изменение давления в период времени работы скважины с постоянным дебитом. Начиная с момента T, за период времени t (время остановки скважины) на забое скважины забойное давление восстанавливается, что видно из фиксируемой кривой восстановления забойного давления (КВД).

Гидропрослушивание (неустановившихся режим)

Сущность которого заключается в прослеживании влияния изменения режима работы одной из скважин (возмущающей) на характер изменения давления в других скважинах (реагирующих). Изменение режима работы возмущающей скважины может быть достигнуто одним из следующих способов: остановка ее или пуск в работу с постоянным дебитом (если скважина простаивала); изменение забойного давления (дебита) скважины. Метод гидропрослушивания базируется на изучении особенностей распространения возмущения в пласте от возмущающей скважины до реагирующих, зависящих не только от самого возмущения, но и от параметров пласта. Точность определения параметров пласта зависит от того, происходят ли какие-либо изменения режима работы скважин, соседних с реагирующими скважинами в процессе исследования, а также от используемой измерительной аппаратуры.

Интерпретации КВД:

Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины. В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье. Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует так называемую кривую восстановления забойного давления (КВД). Глубинный манометр извлекается из скважины и на основании бланка регистрации забойного давления строится зависимость восстановления забойного давления в функции времени — КВД, которая представлена на рис. 3.10. Логарифмическую зависимость можно линеаризовать, записав ее в следующем виде:

Таким образом, зависимость (3.47) в координатах «∆Р(t)—Int» является уравнением прямой (3.48), а кривая восстановления забойного давления (рис. 3.10) принимает следующий вид (рис. 3.11 последний график). Как видно из рис. 3.11, только часть КВД является линейной. Почему на фактической КВД появилась нелинейная часть, противоречащая зависимости (3.48)? Этот участок КВД появляется в том случае, когда остановка скважины производится не на забое (что технически трудно реализуемо), а на устье, и связан он с продолжающимся притоком флюида из пласта в скважину после ее остановки. Так как нефть содержит растворенный газ, то этот газ при давлении, меньшем давления насыщения, выделяется в скважине и формирует газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь, являясь средой сжимаемой, с ростом забойного давления после остановки скважины сжимается, вследствие чего возможен приток продукции из пласта в скважину. Таким образом, начальный участок КВД (иногда значительный по времени) не может быть использован для интерпретации результатов. Рассматривая совместно зависимость (3.48) и рис. 3.11, устанавливаем:

1. Экстраполяция линейной части КВД до пересечения с осью ∆P(t) дает численную величину отрезка А

Основными параметрами, численно определяемыми после обработки КВД без учета притока, являются А-зависимость (3.49) и В-зависимость (3.50). Так как дебит скважины до остановки Q известен, известен также объемный коэффициент продукции (нефти) (по результатам отбора пробы в период работы скважины на стационарном режиме), по выражению (3.50) рассчитывают коэффициент гидропроводности

откуда при известной толщине пласта рассчитывают коэффициент подвижности, а при известной вязкости флюида — проницаемость зоны реагирования. Далее по формуле (3.1) рассчитывается коэффициент упругоемкости, а затем по известному коэффициенту подвижности определяется коэффициент пьезопроводности зоны реагирования (3.2). Используя вычисленные значения и подставляя их в зависимость (3.49), вычисляют приведенный радиус скважины.

Метод Хорнера и MDН.

Обработка кривой восстановления давления по схеме бесконечного пласта методом Миллера, Дайеса, Хетчинсона (MDH) – метод касательной.

Известно, кривая восстановления давления в газовой скважине, вскрывшей однородный бесконечный пласт при мгновенном изменении дебита, при достаточно большом периоде работы скважины до остановки по сравнению с периодом исследования (при T >> t), за исключением самых начальных участков, описывается формулой (MDH)

(1)

Dр = р_с(t)² – р_со² (2),

где: р_со – установившееся забойное давление до остановки скважины, ат;

р_с(t) – изменение забойного давления после остановки скважины, ат;

Q - дебит скважины до остановки (см³/сек); t - время, сек.

T_пл – пластовая температура, °К; T_ст =293°К; z_пл – коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых условиях;

k,h,m - соответственно, проницаемость (дарси), мощность (см) пласта, вязкость пластового флюида (спз);

c - пьезопроводность пласта, см²/сек; r_c – радиус совершенной скважины по долоту;

«b» – коэффициент двучленной формулы определяется по индикаторной диаграмме.

Перестраивая кривую восстановления давления в координатах Dр,ln(t), по асимптоте определяют параметры: гидропроводность kh/m и приведенную пьезопроводность

(3)

(4)

где tga - угол наклона преобразованной кривой восстановления давления к оси абсцисс; «В» - отрезок, отсекаемый на оси ординат, Q – дебит скважины до остановки, см³/сек, В формуле (4) дебит скважины до остановки в тыс.м3/сут.

Не учитывая нарушение линейного закона фильтрации вблизи скважины (турбулентность потока) введением коэффициента «b» в уравнение (4), величина приведенной пьезопроводности будет равна

(5)

Интерпретация гидропрослушивания:

Известно несколько методов гидропрослушивания, отличающихся различными способами создания возмущающего импульса:

- изменение дебита возмущающей скважины на постоянную величину;

- создание фильтрационных гармонических волн давления.

А также разными способами обработки кривых изменения Рзаб в реагирующих скважинах:

- с использованием эталонной кривой;

- дифференциальный и интегральный;

- по характерным точкам кривых реагирования;

- по экстремуму кривой реагирования.

ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ ПРИ ОДНОКРАТНОМ ИЗМЕНЕНИИ ДЕБИТА ВОЗМУЩАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

После длительной работы на установившемся режиме с дебитом возмущающую скважину закрывают. Фиксируется время остановки, величина дебита , забойное давление. На рис. показаны предельные кривые реагирования. Первая соответствует малым значениям параметра , а вторая - большим. Начало отсчета времени реагирования соответствует моменту остановки возмущающей скважины.

 

СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО ХАРАКТЕРНЫМ ТОЧКАМ РЕАГИРОВАНИЯ

В случаях, когда можно провести касательную из начала координат к кривой реагирования, используют следующие расчетные формулы:

(74)

где - время точки касания.

Если удается уверенно зафиксировать время начала реагирования, то для определения параметров пласта используют формулу:

(75)

Различают интерпретации КПД:

- для бесконечных пластов (необходимо построить два графика. Билогарифмический график log[p_i-p_wf] от log [t] используется для определения момента, после которого можно пренебречь эффектом влияния объема ствола скважины. Второй график – зависимость p_wf от log [t] в полулогарифмических координатах, из этого графика определяем проницаемость пласта. Затем находим скин фактор (где p_i-начальное давление, p_wf-забойное давление во время работы скважины))

-методом совмещенных кривых (совмещение фактических кривых с эталонными (типовыми) известных зависимостей безразмерной давления и безразмерного времени)

-методика Слайдера, когда начальные условия не сохраняются постоянными до начала исследования

1.3 Построение КРД для выдачи рекомендаций по изменению варианта компоновки