Определение параметра анизотропии пласта по квд

Неоднородность пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях характе­ризуется параметром анизотропии, т.е. отношением вертикальной проницаемости к горизонтальной æ=[k_в/k_г]^0,5. Параметр анизотропии пласта имеет определяющее значение при прогнозировании технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших пласты; с подошвенной водой или' нефтяной оторочкой, при оценке возможности прорыва газа в скважину через перфорированный нефтенасыщенный интервал, при изучении взаи­модействия пропластков многопластовых залежей и др. Неоднородность пласта по проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях изучается в основном экспериментальным путем. Оценить величину параметра анизотропии пласта позволяет КВД, снятая в скважинах, вскрывших анизотропный пласт. Для этого КВД необходимо обработать по формуле:

(5.38)

где

Жв – это вертикальная пъезопроводность (опечатка) (5.39)

k_г и k_в – горизонтальная и вертикальная проницаемости пласта; æ_в – пьезопроводность в вертикальном направлении; k_в=k_вР_пл/mμ; μ, Z – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа в пластовых условиях; Q_o – дебит скважины перед закрытием; Т_пл, Т_ст – пластовая и стандартная температуры; m – пористость пласта.

В формуле (5.39) коэффициент горизонтальной проницаемости определяется соглас­но методам, изложенным в пунктах 5.2÷5.4.

Для определения вертикальной проницаемости k_в КВД обрабатываются в коор­динатах Р_з²(t) от . На полученной графической зависимости выделяется прямо­линейный участок, и по углу наклона этой прямой определяется параметр σ.

По известному σ рассчитывается вертикальная пьезопроводность по формуле (5.39):

(5.40)

При известных Р_пл и пористости m вертикальная проницаемость определяется по формуле:

(5.41)

Зная k_г и k_в, вычисляют параметр анизотропии:

v =k_в/k_г(5.42)

Последовательность обработки КВД для определения параметра анизотропии сле­дующая.

По известным P_з(t) и t рассчитывают P_з²(t), lg t и . Далее строят зависимость P_з²(t) от lg t.

По углу наклона конечного участка этой зависимости определяют величину β. По известному β используя формулу (5.10), определяют коэффициент горизонтальной проницаемости k_г. Затем строят зависимость P_з²(t) от . Выделяют на этой зависимости прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямо­линейного участка в координатах P_з²(t) от lg t. По названному участку определяют уклон σ. По найденному σ, используя величину β и формулу (5.62), определяют k_в по формуле:

(5.43)

По известной работающей (вскрытой) толщине h_вс, величинам σ и β, а также ис­пользуя последнюю точку прямой, построенной в координатах Р_з²(t) от , можно вычислить толщину пласта h:

(5.44)

По известному k_гh/μ, найденному через β, зная h из формулы (5.44), если другими способами h не удается определить, рассчитывают k_г, а следовательно, и по извест­ным k_в и k_г – параметр анизотропии. При правильно проведенной обработке величина h_вс/h не должна превышать 0,4. В противном случае результаты могут быть искажены.

5.6 Методы определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации

5.6.1 Влияние конструкций горизонтальных скважин на возможность определения параметров пласта по результатам исследования их на нестационарных режимах фильтрации

На газовых и газоконденсатных месторождениях небольшой толщины и ухудшенными фильтрационными свойствами вскрытие пластов вертикальным стволом приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважины, незначительному коэффициенту извлечения флюидов, а также деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой. При небольших депрессиях на пласт производительности таких скважин оказываются весьма низкими. Разработка месторождений системой вертикальных скважин при незначительной толщине пласта, низкой проницаемости, наличии преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды и нефтяной оторочки, а также освоение большинства шельфовых месторождений становится малоэффективными. Поэтому для освоения таких залежей необходимо использовать новые типы скважин – горизонтальные.

При оценке фильтрационных параметров пласта, вскрытого горизонтальной скважиной следует обратить внимание на: стабилизацию процесса фильтрации, расположение горизонтальной скважины по толщине и относительно контуров питания, пол­ноту вскрытия горизонтальным стволом длины удельной площади, приходящейся на долю скважины; направление ствола, соотношение геометрических параметров зоны дренирования: L, L_скв, h и R_к; параметр анизотропии. При значительных дебитах скважины и соответствующей её конструкции, т.е. длине, и диаметре ствола забойное давление становится переменной и, тогда воз­никает вопрос о величине депрессии на пласт, принимаемой при определении коэф­фициента продуктивности, от величины которого зависит и значение коэффициен­та проницаемости. Величина R_к, используемая во всех приближенных методах по данным геолого-математической модели является переменной по длине ствола и поэтому приводит к неточному определению фильтрационных свойств пласта при известном дебите. Перечисленные выше и другие факторы создают трудности в создании методов определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин при стационарных и нестационарных режимах.

К настоящему времени предложены только отдельные и часто неприемлемые рекомендации по определению параметров газоносных пластов, вскрытых горизонтальными скважинами по результатам их исследования на нестационарных режимах фильтрации.

Все методы, посвященные определению параметров, вскрываемых пластов по результатам исследования горизонтальных скважин получены для случая фильтрации газа в однородной пористой среде.

Точные методы определения параметров пластов по данным исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации получены путем создания геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных пластов, вскрытых такими скважинами. Снятые кривые стабилизации давления и дебита и кривые восстановления давления в горизонтальных скважинах, вскрывших фрагменты с известными параметрами при их обработке предложенными методами, должны были дать величины проницаемостей, использованные при моделировании. В противном случае имеющиеся приближенные методы должны быть признаны как непригодные для практического использования.

Проблема исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации и определения параметров пластов по результатам таких исследований изучена недостаточно.

Применением горизонтальных газовых скважин при освоении месторождений связана необходимось создания теоретических основ методов исследования, технологии проведения и обработки полученных результатов для таких скважин. Для однородных изотропных пластов при пуске и остановке горизонтальных скважин в пределах толщины пласта процессы, происходящие вблизи ствола с учетом сил гравитации практически идентичны процессам, происходящим при пуске и остановке вертикальных скважин. Следовательно, в пределах толщины пласта, вскрытого горизонтальным стволом, методы, разработанные для вертикальных газовых скважин, могут быть использованы без существенных изменений. Если пласт, вскрываемый горизонтальной скважиной анизотропный, то это означает, что участок КВД, охватывающий зоны в пределах толщины будет в основном характеризовать проницаемость пласта в вертикальном направлении.

Процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах за пределами толщины пласта происходит по аналогии с характером изменения КВД, снятой в вертикальных скважинах, расположенных вблизи тектонических нарушений, контурных вод или зон с ухудшенными проницаемостями. Существующая некоторая аналогия кривых восстановления давления в вертикальных скважинах являлась основой для выделения на КВД, снятых в горизонтальных скважинах нескольких участков, характеризующих:

- призабойную зону в пределах толщины пласта;

- зону, за пределами призабойной зоны с большей степенью отражающей отсутствие пласта выше кровли и ниже подошвы;

- зону, отражающую в большой степени восстановления давления по направлению к контуру питания.

По продолжительности процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах условно разделен на 4 периода, из которых: первый период характеризует зону в пределах толщины пласта; второй и третий периоды зону за пределами призабойной зоны и четвертый зону, охватывающую среду влияния горизонтального ствола до контура питания.

Из изложенного следует, что к настоящему времени не разработаны надежные методы, гарантирующие достоверность определяемых параметров пластов по данным исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации.

Теоретически существуют как и в вертикальных скважинах только два метода исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации: использование процесса восстановления давления после закрытия скважины и процессы стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважины на определенном режиме.