Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации

Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации

Методы обработки КВД

Расчетные формулы для определения по КВД параметров пласта получены для пласта конечного и “бесконечного” размеров, в которых находится исследуемая скважина. Формулы, полученные для “бесконечного” пласта, применяются в тех случаях, когда в процессе исследования скважины, границы области дренирования не сказываются на поведении этой скважины.

Обработка КВД, снятой в скважине для условия “бесконечного” пласта, зависит от продолжительности ее работы до остановки.

Если время работы скважины Т до снятия КВД значительно больше вре­мени, необходимого для восстановления давления, t (Т≥20∙t), то КВД обрабатываются по формуле:

(5.17)

; (5.18)

Обозначения, принятые в формулах (5.17) и (5.18) аналогичны обозначениям в формуле (5.1).

Для определения параметров пласта необходимы результаты измерения обработать в координатах P²_з(t) от lg t. Такая обработка данных исследования по формуле (5.10) позволяет определить α как отрезок, отсекаемый на оси P²_з(t), и β как тангенс угла наклона прямой. При размерностях Q₀ – тыс.м³/с, μ в Па∙с, æ – м², h – м, Р_ат – Па, Т – К величина β будет определяться формулой:

β=4,23Q₀μ_плZ_плТ_пл/khТ_ст (5.19)

По найденным значениям α и β определяют проводимость пласта kh/μ, а при известном коэффициенте b величину по формуле:

(5.20)

Если скважина совершенна, то R_c.пр=R_c,и тогда

(5.21)

Так как æ=kP_nл/mμ, то при известных α, β и b определяют:

или mh=hkP_nл/æμ (5.22)

При известных коэффициентах æ, α, β и b можно вычислить приведенный радиус скважины:

В случае, когда продолжительность работы скважины перед закрытием Т соиз­мерима с продолжительностью процесса восстановления давления t, т.е. Т<20∙t, то обработку следует вести по формуле:

(5.23)

Формула (5.16), полученная для ограниченного пласта, нужно использовать в тех слу­чаях, когда в процессе исследования скважины на ее поведении сказывается условие на границе пласта, например при влиянии работы соседних скважин, расположенных в кусте. В таких случаях результаты измерения обрабатываются в координатах от t, в результате определяются α₁ как отрезок, отсекаемый на оси , и тангенс угла β₁. Согласно формуле (5.16), α₁ и β₁ определяются по формулам:

α₁=lg(1,11·β) и β₁=2,51æ/R²_к (5.24)

где R_к – радиус контура питания, на котором давление в процессе снятия КВД оста­ется постоянным. Определив из графика коэффициент α₁ с помощью формулы (5.24) вычисляют β и далее kh/μ, а также, используя значения β и β₁ другие параметры пласта. В частности, параметр æ/R²_к=β₁/2,51 и газонасыщенный объем залежи, дрени­руемой исследуемой скважиной:

V=πmhR²_к=77,79khP_пл/μβ₁ (5.25)

 

При известном R_к величину mh определяют по формуле:

(5.26)

Рисунок 5.2 – Изменение давления на устье скважины в процессе снятия КВД.

Рисунок 5.3 – Стабилизация температуры газа в скважине на глубине нейтрального слоя после ее остановки.

 

 

Продолжение таблицы 5.1

V4kvd3n		k1=0,3; k2=0,05; k3=0,01; k4=0,05; k5=0,3; k6(вода)=0,05	0,29	0,074	0,081	0,033	0,014	0,002
	0,24	0,025	0,104	0,011	0,015	0,002
	0,09	0,012	0,228	0,023	0,016	0,002
	1,56	0,11	0,364	0,05	0,018	0,002
				0,09
V5kvd3n		k1=0,3; k2=0,1; k3=0,05; k4=0,01; k5=0,05; k6(вода)=0,05	0,3	0,06	0,086	0,004	0,028	0,002	0,006	4E-04
	0,19	0,01	0,059	0,003	0,034	0,002	0,155	0,005
	0,07	0,003	0,089	0,01	0,045	0,002	0,005	2E-04
	0,13	0,006	0,226	0,041	0,072	0,002	2,972	0,005
			0,723		0,127	0,003
V6kvd3n		k1=0,01; k2=0,05; k3=0; k4=0,3; k5=k6(вода)=0,05	0,71	0,125	0,101	0,022	0,026	0,007	0,006	1E-03
	0,31	0,066	0,063	0,015	0,03	0,007	0,75	0,031
	0,11	0,034	0,11	0,03	0,037	0,009	0,005	0,001
	0,07	0,017	0,308	0,061	0,053	0,012	13,24	0,726
	0,38	0,1	0,747	0,129
V7kvd3n		k1=0,1; k2=0,01; k3=0,3; k4=0,01; k5=0,1; k6(вода)=0,05	0,29	0,085	0,587	0,066	0,029	0,004	0,003	8E-04
	0,1	0,027	0,066	0,008	0,055	2E-11	0,344	0,029
	0,07	0,011	0,261	0,017			0,005	7E-04
	1,32	0,239	0,537	0,038			768,4	9,525
				0,087
V8kvd3		1,0	2,82	5,87	0,54	0,83	0,11	0,13	0,14	0,27
	0,93	1,73	0,78	2,12	0,13	0,14	3,99	18,89
	0,82	0,65	2,44	4,26	0,14	0,15	6,82	15,82
	2,11	1,79			0,16	0,16	19,74
V8kvd3		1,0	0,94	1,1	4,27	6,85	0,31	0,23	0,08	0,12
	0,28	0,44	0,25	0,38	0,14	0,16	0,92	1,01
	1,67	0,36	0,6	0,47	0,15	0,14	2,89	6,36
	3,2	9,4	0,89	1,08			2,94	2,93
				2,2
V10kvd1		k1,2,3,4,5=0,01; k6=0,0001	0,005	0,005	0,001	0,001	0,001	0,001	0,005	0,001
	0,001	0,01	0,0035	0,0024	0,019	0,005	0,001	0,002
	0,011	0,018	0,0034	0,0042	0,009	0,009	0,181	0,183
								0,303
V10kvd3		0,01	0,016	0,012	0,002	0,0014	0,001	0,001	0,0172	0,0121
	0,004	0,004	0,0041	0,0027	0,002	0,002	0,024	0,0264
	0,002	0,003	0,0199	0,0117	0,003	0,0058	0,025	0,0175
	0,0105	0,012			0,004	0,0065
V11kvd1		0,05	0,068	0,019	0,016	0,079	0,008	0,009	0,089	0,049
	0,041	0,059	0,039	0,051	0,021	0,021	0,071	0,052
	0,030	0,118	0,081	0,031	0,031	0,032	0,164	0,741
	0,181			0,170			0,313
V11kvd3		0,05	0,069	0,018	0,021	0,015	0,007	0,009	0,031	0,151
	0,045	0,059	0,041	0,014	0,009	0,016	0,058	0,032
	0,031	0,032	0,057	0,048	0,031	0,032	0,177	0,011
	0,360	0,610
V12kvd3		0,05	0,09	0,13	0,021	0,024	0,02	0,021	0,57	0,62
	0,046	0,049	0,043	0,032	0,03	0,03	0,031	0,074
	0,02	0,03	0,06	0,089			0,16	0,64
	0,731	0,26	0,181	0,341			0,58
V13kvd3а		0,05	0,03	0,078	0,009	0,004	0,002	0,057	0,039	0,151
	0,003	0,184	0,004	0,008	0,1	0,532	0,068	0,032
	0,019	0,126	0,031	0,011	0,09	0,133	0,177	0,011
	0,048			0,021	0,57	0,57
				0,022
V13kvd3б		0,005	0,022	0,022	0,003	0,004	0,002	0,003	0,001	0,011
	0,002	0,0021	0,0021	0,001	0,0041	0,005	0,023	0,002
	0,003	0,005	0,0058	0,003	0,0058	0,0052	0,0049	0,0022
	0,051	0,012		0,01			0,04	0,045

 

Результаты этих расчетов приведены в итоговой таблице 5.1. Из значений проницаемостей, приведенных в этой таблице, следует, что привычные конечные участки кривых, характеризующие проницаемость пласта, не дают заложенное при моделировании значение проницаемости. С целью исключения влияния параметра анизотропии и загрязнения призабойной зоны при моделировании фрагмента были приняты параметр анизотропии æ=1, а скин-эффект S_R=0. Полученная по конечному участку КВД проницаемость не совпадает с проницаемостью, использованной при моделировании.

1. По начальному участку КВД в пределах толщины однородного пласта, когда справедливы формулы для обработки КВД, полученные при его вскрытии вертикальным стволом. Проницаемости, определенные по КВД и использованные при моделировании должны были быть идентичны.

2. По конечному участку КВД, снятых в горизонтальных скважинах вскрывшей однородный пласт из-за несоответствия схемы фильтрации к горизонтальному стволу полученные проницаемости должны были отличаться незначительно. Приведенные в таблице 5.1 значения проницаемости фрагмента по конечному участку КВД оказались хаотичными без каких-либо признаков закономерности. Из приведенных в таблице 5.1 значений проницаемостей при симметричном расположении ствола только по варианту V2kvd3, снятой у поворота ствола, была получена проницаемость, близкая к величине проницаемости, использованной при моделировании. К настоящему времени влияние расположения ствола на точность определения проницаемости не установлено.

Пригодность методов определения проницаемости по КВД, снятых в вертикальных газовых скважин не проверена точными методами. Такие исследования были проведены на модели фрагмента однородного пласта большой толщины (около 500 м), вскрытого горизонтальным стволом. Процесс восстановления давления в такой скважине с допустимой точностью совпадает с восстановлением давления в вертикальной скважине. Исходные данные точного варианта, обозначенного V13kvd13a при k=0,05 мкм² и результаты обработки приведены в приложении. Из данных, приведенных в этих таблицах, следует, что только по конечному участку КВД, обработанной в координатах от получена проницаемость идентичной модельной проницаемости, а также по конечному участку КВД, обработанной в координатах от . Эти результаты закономерны, так как естественную проницаемость, согласно теории, можно получить только по конечным участкам КВД, обработанных по формулам, полученным для “бесконечного” пласта.

Для выяснения влияния депрессии на пласт перед закрытием скважины был выполнен вариант V13kvd3б для модели с проницаемость в 10 раз меньше, чем при варианте V13kvd3а, т.е. k_м=0,005 мкм², при котором депрессия на пласт перед закрытием была примерно в 10 раз выше, чем при варианте с k=0,05 мкм². Результаты обработки КВД по варианту V13kvd3б приведены в приложении.

Из данных, приведенных в приложениявидно, что модельные значения проницаемости получены практически по всем трем расчетным формулам, полученным для вертикальных скважин, вскрывших пласты конечных и бесконечных размеров. Это является дополнительным подтверждением того, что по начальным участкам КВД, точное значение проницаемости не определяется.

Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации