Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки

При достаточном времени исследования скважины и большинстве случаев обработка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные результаты. Одновременно методика обработки данных исследования является наиболее простой.

Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований — КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем.

1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальный манометр.

2. Резко останавливают или пускают скважину в работу.

3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения P_заб во времени t P_забi=f(t_i).

4. Определяют (P_забi−P_заб0)=f(t)=Δp_i(t).

5. Результаты полученных значений заносят в таблицу:

Номера точек	Время t, с	Δp, МПа	lg t
	t1	Δp1	lg t1
	t2	Δp2	lg t2
	t3	Δp3	lg t3
i	ti	Δpi	lg ti
	t20	Δp20	lg t20

6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах Δр, lg t (рис. 3.2). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами Δp₁, lg t₁ и Δp₂, lg t₂ и определяется угловой коэффициент прямой:

(3.5)

Рис. 3.2. Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах

Начало и конец выбранного прямолинейного участка на кривой Δp, lg t должны отвечать неравенствам:

	(3.6)
	(3.7)

 

где, R_к — радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами).

Указанные пределы (3.6), (3.7) при выборе прямолинейного участка способствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия скважин (в конце кривой).

При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта.

Измеряется отрезок В на оси Δp от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.

7. Проводят обработку данных КВД

а) определяется угловой коэффициент прямой:

(3.8)

o по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта:

(3.9)

o определяют подвижность нефти в пласте k/μ:

(3.10)

o определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины:

(3.11)

б) измеряется отрезок В на оси Δp от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна:

(3.12)

o определяют Χ/r_c²

(3.13)

o определяют пьезопроводность пласта Χ:

— если скважина совершенная и r_c известен по долоту то:

(3.14)

— если скважина несовершенная, то Χ определяют по формуле Щелкачева:

(3.15)

где, β_ж — коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости;

β_с — коэффициент объёмный упругости пористой среды;

m — коэффициент пористости.

Параметры, входящие в формулу (3.15) могут быть определены в лабораторных условиях.

o по величине Χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство:

(3.16)

o дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины:

(3.17)

где, β_н — объемный коэффициент нефти;

y_н^пов — плотность нефти в поверхностных условиях.

Таким образом, проводя исследования на неустановившихся режимах, определяют параметры пласта в области дренирования.

1. Коэффициент гидропроводности пласта ε.

2. Коэффициент подвижности нефти в пласте k/μ.

3. Коэффициент проницаемости пласта k.

4. Коэффициент пьезопроводности пласта Χ.

5. По форме КВД (рис. 3.3) в координатах Δp(t)–ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой)

Рис. 3.3. Фактическая КВД

Зона III: линия 1 — ε₂=ε₃, линия 2 — ε₂<ε₃, линия 3 — ε₂>ε₃, линия 4 — ε=0

Причины искривления реальной КВД:

В зоне I:

o влияние притока жидкости после остановки скважины;

o нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины;

o нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;

o неизотермическое восстановление давления;

o наличие свободного газа в объеме скважины;

o ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной.

В II зона:

o средний участок — по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т. к. P_c стремится к P_пл, т. е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина — источник постоянной интенсивности; пласт — бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину.

В III зоне:

o неоднородность пласта по простиранию (уменьшение угла наклона — улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с удаленной — линия 2, увеличение угла наклона — ухудшение коллекторских свойств — линия 3);

o наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) — линия 4.

По КВД мы оцениваем kh/μ для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам — kh/μ для ПЗП.

Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для:

1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений.

2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП).

3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.