Определение коллекторских свойств пласта по данным исследования скважин нестационарными методами

Гидродинамические методы исследования пластов и скважин связаны с замерами пластовых и забойных давлений в возмущающих скважинах и поэтому называются пьезометрическими. После пуска или остановки скважины происходит перераспределение давления, которое можно снять и получить кривую восстановления (КВД) или стабилизации (КСД) давления. На форму данных кривых влияют коллекторские свойства, что дает возможность определения проницаемости и пьезопроводности пласта. Для их определения используют преобразования, сводящие сложную форму пьезометрических кривых в прямолинейную.

Наиболее распространен метод определения коллекторских свойств по данным о восстановлении забойного давления в остановленных скважинах в полулогарифмических координатах (Dр, lnt). Выведем формулу для построения зависимости между забойным давлением и временем при пуске простаивающей скважины. Для этого возьмем зависимость (12.24) и запишем её относительно забоя скважины:

(13.9)

Уравнение (13.9) можно рассматривать как уравнение изменения забойного давления после пуска скважины с постоянным дебитом. Данная зависимость представляет прямую линию в координатах lnt – Dр_c. (рисунок 13.1). Восстановление забойного давления при остановке действующей скважины, которая к моменту остановки работала в условиях неустановившегося процесса, описывается зависимостью (13.8).

Если скважина до момента остановки работала в течение столь продолжительного времени, что распределение давления в пласте можно принять за установившееся, то можно применить метод суперпозиции. При этом депрессию при установившемся течении определяем по формуле Дюпюи:

. (13.10)

Повышение давления после остановки скважины, работавшей с постоянным дебитом, вычисляем по формуле (12.24):

(13.11)

Суммарное понижение давление в скважине по методу суперпозиции определится следующим выражением (13.12):

Процесс повышения давления после пуска нагнетательной скважины протекает подобно тому, как развивается процесс его снижения. Для подсчета повышения давления можно воспользоваться формулой (13.9).

Рисунок 13.1 – График восстановления забойного давления

 

Уравнения (13.9), (13.12) представляют собой прямые в координатах (Dр_с, ln t), а коэффициент i определяется как тангенс угла её наклона j к оси времени и коэффициент А – как отрезок оси давления, отсекаемый продолжением прямой (рисунок 13.1).

По известным коэффициентам можно определить коллекторские свойства пласта:

По коэффициенту i определяют гидропроводность пласта:

kh/m= 0,1832 Q/tgj. (13.13)

Если известна вязкость жидкости в пластовых условиях m и толщина пласта h, то из последней формулы находится коэффициент проницаемости пласта:

k= 0,1832 Qm/(htgj). (13.14)

По известному угловому коэффициенту i=tgj и радиусу r_c скважины из коэффициента А можно определить коэффициент пьезопроводности пласта:

k= 10 ^А/tgjr_c ² / 2,246.(13.15)

 

Указанные приемы интерпретации результатов исследования нефтяных скважин ограничивается условиями, при которых справедлива формула (13.9), а именно: скважина рассматривается как источник постоянной интенсивности в бесконечном однородном пласте и возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину. В случае ограниченого пласта изменение давления, вызванное закрытием скважины, доходит до его границы, и КВД начинает искажаться, а через достаточно большое время выходит на горизонтальную асимптоту, соответствующую стационарному распределению давления. Поэтому длина прямолинейного участка на кривой КВД ограничена. Кроме того, скважину нельзя остановить мгновенно. После её закрытия на устье приток флюида из пласта продолжается ещё некоторое время из-за упругости жидкостей и газов, заполняющих скважину. Время выхода на асимптоту должно, очевидно, превышать время дополнительного притока. Поэтому прямолинейный участок на КВД может появиться через значительный промежуток времени, либо отсутствовать.

Развиты методы определения параметров пласта на неустановившихся режимах, лишенные указанных недостатков и учитывающие, в частности, время работы скважины до её остановки, а также приток флюида в скважину после её остановки.