2. Метод обработки квд снятых с горизонтальных газовых скважинах разработанных для таких скважин. Квд в нефти


2. Метод обработки квд снятых с горизонтальных газовых скважинах разработанных для таких скважин.

Этот метод допускает, что процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах характеризуется четырьмя периодами в зависимости от захваченными этими периодами формами линий тока фильтрации к горизонтальному стволу. Первый период допускает плоскорадиальный приток газа перпендикулярно к горизонтальному стволу. Второй период также характеризует плоскорадиальный приток газа к стволу одновременно с линейным, а третий период условно назван псевдорадиальным. Эти условности по границам зон фильтрации существенно искажает истинную форму линий тока и исключает возможность однозначного определения параметров пласта по КВД снятой в горизонтальной газовой скважине. Достоверность этого метода установлена нами путем моделирования процесса восстановления забойного давления в горизонтальной газовой скважине с использованием геолого-математической модели фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

3. Численный метод определения параметров пласта по КВД и КСДиД связан с наличием соответствующей специально разработанной программы. Теоретические основы этого метода представляют собой систему уравнений многофазной, многомерной, многокомпонентной, нестационарной фильтрации в неоднородных изотропных и анизотропных пористых средах при соответствующих начальных и граничных условиях и замыкающих соотношениях с учетом влияния многочисленных геологических, технических и технологических факторов.

Этот метод позволил установить достоверность определяемых параметров пластов при использовании различных участков КВД. По полученным результатам было установлено, что используемые конечные участки КВД, снятые в вертикальных скважинах и используемые для определения параметров пластов на КВД, снятых в горизонтальных скважинах не гарантируют точность определяемых параметров. Численный метод не имеет альтернативу для определения параметров неоднородных и анизотропных пластов при: асимметричном расположении горизонтального ствола по толщине; неполном вскрытии пропластков многопластовых месторождений; существенном изменении забойного давления по длине ствола перед закрытием скважины.

5.6.4 Использование расчетных формул, полученных для вертикальных скважин

В основу расчетных формул для обработки изменения давления на забое скважины после ее закрытия заложено уравнение радиальной фильтрации газа при линейном законе сопротивления [см. формулы (5.1)÷(5.16)]:

Обрабатывая результаты КВД по формуле (5.10) в координатах отопределяют коэффициент α, как отрезок на осии β, как тангенс угла наклона прямой в полулогарифмической сетке координат. По известным α и β определяют проницаемость, проводимость, пъезопроводность и т.д. Для вычисления проницаемости пласта по известному коэффициенту необходимо использовать формулу (5.18) или (5.19), а величину пъезопроводности æ определить по формуле (5.20).

Формулы (5.10)÷(5.20) получены для скважины, расположенной в “бесконечном” пласте. При этом одним из основных условий применения этих формул является необходимость соблюдения условия Т20t, где T – продолжительность работы скважины перед закрытием; t – продолжительность процесса восстановления давления. Если T<20t, то расчетная формула для обработки КВД имеет вид (5.23).

При проведении математических экспериментов были рассмотрены варианты для обоих случаев по величине Т, т.е. Т20t. Учитывая, что проводились поисковые исследования для установления пригодности методов обработки КВД, разработанных для вертикальных скважин, а также для выяснения количества нескольких характерных участков КВД обрабатывались по формулам (5.10) и (5.23).

Кроме формул (5.10) и (5.23), полученных для моделей задач, обуславливающих “бесконечность” пласта при обработке КВД, была использована и формула, полученная для пласта конечных размеров и имеющей вид (5.16). Входящие в формулу коэффициенты α1 и β1 определяются по формулам (5.24).

По известным 1 и Rк при обработке КВД по формуле (5.16) кроме величин проницаемости k, проводимости kh/ и пъезопроводности æ, можно определить удельный газонасыщенный объем, дренируемый исследуемой скважиной, используя при этом соотношения (5.21) и (5.22).

При условии плоскорадиального притока газа перпендикулярно к горизонтальному стволу и использовании расчетных формул полученных для вертикальных скважин допускается, что:

– в этих формулах определяемая проницаемость соответствует проницаемости в вертикальном направлении;

– форма зоны дренирования горизонтальной скважиной в пределах толщины пласта является круговая,

– забойное давление по длине горизонтального ствола постоянное.

Полученные кривые восстановления давления в горизонтальных скважинах на моделях фрагментов различных месторождений, допуская справедливость приведенных выше формул, в пределах толщины пласта, были обработаны как КВД в вертикальных скважин в координатах: от;отиотt.

studfiles.net

5.2 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 P2з(t) от lg t. Такая обработка данных исследования по формуле (5.10) позволяет определить α как отрезок, отсекаемый на оси P2з(t), и β как тангенс угла наклона прямой. При размерностях Q0 – тыс.м3/с, μ в Па∙с, æ – м2, h – м, Рат – Па, Т – К величина β будет определяться формулой:

β=4,23Q0μплZплТпл/khТст (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 Rc.пр=Rc, и тогда

(5.21)

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

или mh=hkPnл/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/R2к (5.24)

где Rк – 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/R2к=β1/2,51 и газонасыщенный объем залежи, дрени­руемой исследуемой скважиной:

V=πmhR2к=77,79khPпл/μβ1 (5.25)

При известном Rк величину mh определяют по формуле:

(5.26)

5.3 Влияние различных факторов на форму квд, снятых в газовых скважинах

Предложенные выше методы обработки КВД получены для условий мгновенного закрытия скважины, работающей в однородном пласте при изотермическом процессе восстановления давления. В реальных скважинах соблюдение этих и многих других условий невозможно. По­этому КВД, обработанные приведенными выше методами, имеют форму, отличающуюся от прямой в полулогарифмических координатах. Причем искажение фор­мы КВД происходит на разных ее участках в зависимости от того, каким фактором оно вызвано. По результатам исследования и обработки КВД наряду с другими параметрами опре­деляют приведенный радиус скважины и так называемый “скин-эффект” – SR, определяемый по формуле:

(5.27)

где kпл, kпр  проницаемости пласта и призабойной зоны; Rпр, Rс  радиусы загрязнения призабойной зоны и скважины; С  коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта.

На практике формы КВД в газовых скважинах искажаются под влиянием раз­личных факторов. К ним относятся:

– приток газа после закрытия скважины;

– допущения, принятые для решения исходного дифференциального уравнения;

–неоднородность пористой среды по толщине и площади, неизотермичность про­цесса восстановления давления;

–технологические процессы до остановки скважины;

– изменение параметров газа и пористой среды от давления и температуры.

Естественно, что в основном на форму КВД одновременно оказывают влияние почти все факторы. Однако имеется ряд факторов, влияния которых можно избежать, если заранее составить обоснованную программу исследовательских ра­бот.

Рисунок 5.1 – Различные формы КВД, полученные в результате влияния неоднородности пласта, технологи­ческих факторов и изменения свойств пористой среды и газа.

Различные формы искаженных кривых восстановления давления показаны на рисунке 5.1. В целом эти кривые можно разделить на три категории, т.е. кривые у которых искажены только начальные участки или конечные участки, а также кривые, у которых искажены и начальные и конечные участки.

Начальные участки кривых восстановления давления искажаются из-за: продувки скважин перед снятием кривой восста­новления давления с большой депрессией на пласт; притока газа к скважине после ее закрытия; в результате загрязнения или очищения призабойной зоны по сравнению с параметрами пласта за пределами призабойной зоны; многопластовости залежи с различными параметрами.

Конечные участки кривых восстановления давления искажаются под влиянием: резкого ухудшения параметров или выклинивания основного пласта; остывания ствола скважины после остановки и сильного снижения температуры газа на месторождениях с высокой пластовой температурой; перераспределения дав­ления в затрубном и трубном пространствах при наличии столба жидкости в стволе скважины и др.

Совокупность влияния всех факторов одновременно приводит к ис­кажению как начального, так и конечного участка. Искажение формы кривых вос­становления давления происходит и в процессе разработки месторождения. Например кривые, имеющие неискаженную форму в начале разработки, искажаются со временем. В результате выпадение, накопление в призабойной зоне и частичный вынос конденсата из этой зоны. Перед обработкой кривых восстановления давления исследователь должен ознакомиться с характеристикой залежи, хро­нологией исследования данной скважины и отдать предпочтение той или иной мето­дике, учитывающей ожидаемые изменения параметров. Ниже изложен характер влияния отдельных факторов на форму КВД.

Приток газа к скважине после ее закрытия на устье искажает начальный участок КВД, обработанной в координатах P2з(t) от lgt. При этом КВД имеет вид, показанный на рисунке 5.1а. Аналогичное искажение начального участка КВД вызывает и нару­шение линейного закона фильтрации газа в призабойной зоне.

При значительном отклонении параметров призабойной зоны от параметров пласта, что может иметь место в результате загрязнения или очищения призабойной зоны в процессах вскрытия пласта и эксплуатации скважины, а также в результате про­ведения работ по интенсификации или ремонту скважин, начальный участок КВД может отклоняться вверх или вниз. Если параметры призабойной зоны лучше пара­метров пласта, то начальный участок КВД отклоняется вверх, а если параметры пласта лучше параметров призабойной зоны, то начальный участок искривляется вниз (см. рисунок 5.1б). Если искривление начального участка вниз связано с притоком газа после закрытия скважины, то обработкой КВД с учетом притока можно выпрямить это искривление. Если учет притока не выпрямляет этот участок, то это означает, что на начальный участок влияют и другие факторы.

В ряде случаев при закрытии скважины на снятие КВД допускают запаздывания, т.е. отсчет времени на восстановление давления начинают раньше, чем закрывается скважина. Форма КВД с запаздыванием закрытия показана на рисунке 5.1в. Время запаздывания t0 может быть определено путем построения КВД в координатах P2з(t) от lg t и проведением прямой от точки со значением Р2з0 параллельно оси абсцисс. Точка пересечения КВД с этой прямой будет соответствовать началу закрытия скважи­ны. В этом случае коэффициент α определяется как отрезок, отсекаемый на оси P2з(t). При этом ось P2з(t) перемещается вправо на величину lg t0, т.е. новая ордината проводится через точку lg t0 параллельно ординате, проведенной от начала коорди­нат.

Если КВД снята по замерам на устье фонтанных труб или эксплуатационной ко­лонны, по которым работала до остановки скважина, то первые точки КВД могут оказаться ниже, чем начальное забойное давление. Начальный участок таких КВД характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки скважины перед закрытием с большим дебитом. Форма таких КВД показана на рисунке 5.1г.

Если в зоне дренирования скважины имеются низкопроницаемые или непроницаемые пласты ограниченных размеров, то КВД имеет форму, показанную на рисунке 5.1ж. Характерной особенностью таких КВД является наличие двух парал­лельных участков с одинаковыми уклонами начального и конечного участков КВД. Между этими участками может находиться еще прямая с уклоном, в 2 раза превы­шающим уклоны начального и конечного участков. Используя эту КВД, по формуле (5.10) можно определить расстояние до ближайшей точки экрана.

Форма конечных участков КВД зависит от числа и конфигурации экранов, ме­тодики обработки КВД, учета неизотермичности процесса восстановления давления при снятии КВД по устьевым замерам и т.д. (см. рисунок 5.1дк).

Если пласт состоит из двух частей с разными коллекторскими свойствами и имеет гидродинамическую связь, то на КВД выделяются два прямолинейных участка. При этом если проницаемость второй части k2 больше проницаемости первой части k1, то уклон второго участка меньше уклона первого, а если k2<k1, то уклон второго участка больше уклона пер­вого. Отклонения уклонов имеют следующую зависимость:

(5.28)

В предельном случае, когда k2=0, из формулы следует, что β2/β1=2.

Конечные участки КВД искажаются и за счет влияния условий на границах пласта. Так, например, при обработке КВД методом Хорнера в случае применимости модели “бесконечного” пласта конечный участок КВД должен лежать на прямой, по которой определяется пластовое давление. Такая обработка показана на рисунке 5.4л.

Если скважина расположена в ограниченном пласте и граница пласта сказывается на ре­зультатах исследования, то конечный участок КВД искривляется вниз от прямой, по которой определяются параметры пласта (см. рисунок 5.4е).

studfiles.net

8. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме, подсчет упругого запаса жидкости в пласте, основная формула упругого режима и ее использование в гидродинамических расчетах.

Упругий режим- появляется во всех случаях, когда уменьшаются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины.

С точки зрения физики, расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей упругий режим существует при давлении больше давления насыщения.

С понижением давления до давления насыщения – режим будет растворённого газа или газонапорным.

Упругий режим разработки- это обычно упруго-замкнутый упругий режим, когда границы залежи совпадают с контуром нефтеносности или незначительно превосходят его.

При разработке таких залежей на упругом режиме выделяют две фазы.

В течении первой фазы упругого режима пластовое давление в залежи постепенно понижается, однако на контуре нефтеносности оно остается еще неизменным.

Продолжительность первой фазы можно определить по формуле:

T = ( Rk2 – rc2) / 4 χ ,

Rк- контур питания,rс- радиус скважины,

χ(пси) - коэффициент пьезопроводности пласта

Вторая фаза начинается с момента понижения давления на контуре нефтеносности или непроницаемой границы.

Продолжительность первой фазы невелика.

Необратимые деформации - упруго-пластичный режим.

Подсчёт упругого запаса жидкости в пласте- это кол-во жидкости, которое можно извлечь из пласта при понижении давления в нём за счёт объёмной упругости пласта и насыщающих его жидкостей.

Результаты упругой деформации жидкости малы.

Выделим объём V0пласта,Vож- объём жидкости, насыщающий этот пласт при наличии Р0, ΔРз- изменение упругого запаса жидкости внутри объёма пластаV0при уменьшении давления Δр, βж- коэффициент сжимаемости жидкости, с - скелета, породы :(1)

Начальный объём жидкости, насыщающий элементарный объём пласта V0, равный полному объёму пор в этом элементе:

, (2), где m -пористость пласта. Из (1) с учётом (2) получим:

или , где

βж- коэффициент упругоёмкости пласта, который численно равен изменению упругого запаса жидкости в единицу объёма пласта при изменении пластового давления в нём за единицу.

Теорию упругого режима используют в следующих задачах:

1) Определение давления на забое скважины в результате её пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

2) Метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД):

Упругий режим:

где Et- интегральная функция,Rк- радиус контура влияния,

χ(пси) - коэффициент пьезопроводности пласта

9. Исследование скважин при неустановившихся режимах фильтрации, метод касательной, метод Хорнера.

Метод касательной: , то

, Логарифмируем:

Следовательно получаем: (линию)

Строим касательную к кривой восстановления давления

Метод Хорнера: Метод разработан, когда скважины работают до остановки в течении времени Т, которое соизмеримо времени восстановления давления t.

Исходное уравнение: или

Это уравнение позволяет определить гидропроводность по КВД, перестроенный в координатах Рс(t) и . При длительном восстановлении р, когда t > T выражение стремиться к нулю.

Типовая КВД Хорнера: ,

Это уравнение прямой линии, где i – угловой коэффициент кривой,

- полулогарифмические координаты

Пластовое давление определяется в точке 0.

Гидропроводность

Тогда график преображается в удобный:

Порядок расчёта:

1) строится КВД,

2) выбирается прямой участок,

3) определяется tg α,

4) находим гидропроводность kh/µ,

5) находим проницаемость,

6) находим депрессию на пласт Δр,

7) находим коэффициент продуктивности скважины.

studfiles.net

Неоднородность по радиусу

Один из основных факторов, влияюших на форму КВД площадная неоднородность различного вида (зоны ухудшенной проводимости, тектонические и литологические нарушения, выпадение конденсата в пласте, нефтяная оторочка, газоводяной контакт и др.).

 Области, описываемые КВД. При непрерывном изменении фильтрационных параметров зоны дренажа скважины КВД, как правило, имеют нормальный вид и дают параметры, значения которых обусловлены параметрами призабойной зоны. Этим объясняется тот факт, что в неоднородных пластах по соседним скважинам можно получить различные параметры.

 

Вид КВД для газоконденсатных скважин и причина изменения формы. В газоконденсатных скважинах происходит выпадение конденсата в процессе исследований в призабойной зоне, что вызывает снижение производительности скважины. На КВД (рис.3.12) это отмечается наличием двух прямолинейных участков с разными угловыми коэффициентами b1 и b2 . первый участок более крутой и соответствует параметрам зоны двухфазной фильтрации, второй - более удалённой части пласта, где течет только газ. Так как начальные участки КВД, как правило, искажаются в результате влияния различных факторов, первого прямолинейного участка может не быть. Тогда полученный прямолинейный участок будет характеризовать параметры пласта.

Вид КВД для неоднородного по площади пласта. В пластах с резко выраженной неоднородностью (экранами) в зависимости от конфигурации, размеров и числа экранов КВД могут иметь несколько прямолинейных участков (рис.3.12), подчиняющихся следующим закономерностям: Если исследуемый пласт имеет одну границу или экран бесконечной протяженности, то КВД состоит из двух прямолинейных участков с 2b1 ³ b2 (если экран непроницаем, то 2b1 b2). Такой вид КВД имеет также в случае близости к скважине одного из экранов, независимо от их числа и формы.

 

  При наличии вблизи скважины двух пересекающихся экранов на КВД тоже имеются два прямолинейных участка b2/ b1 2.

В тех случаях, когда параметры более удалённой от скважины области лучше параметров призабойной зоны, угловой коэффициент второго прямолинейного участка меньше первого.

 

Обработка КВД в пластах с резко выраженной неоднородностью. Коэффициент проводимости и параметр k / r2с. пр определяют, как и для обычной кривой нарастания давления, по первому участку (b1). Чтобы найти пластовые давления, используют второй участок (b2), который обрабатывают так же, как и в случае одного участка. По времени, соответствующему точке пересечения двух прямолинейных участков (t1), определяют расстояние до зоны ухудшенной проводимости , где k - в см2/с; t1 в с; l в см.. Если на КВД нет четко выраженного второго участка, но заметна тенденция к искривлению первого и предполагается наличие экрана, расстояние до него можно оценить по формуле , где tн1 -время, соответствующее началу искривления первого участка.

Основные требования к технологии снятия и обработки КВД в неоднородных пластах. В связи с тем, что начальные и конечные участки КВД часто искажаются из-за влияния некоторых факторов, получение двух прямолинейных участков затруднительно. В некоторых случаях:

* кратковременность эксплуатации скважин до остановки при небольшом расстоянии до экрана и высокой пьезопроводности пласта не выявляет первого прямолинейного участка, что приводит к неверному определению фильтрационных параметров;

* малая пьезопроводность и большие расстояния до экрана и некоторые другие факторы приводят к отсутствию второго участка, что не позволяет получить информацию о неоднородности пласта.

Для увеличения размеров первого участка необходимо продлить время работы скважины до остановки при неизменном режиме, конечный участок увеличивается удлинением длительности снятия КВД.

 

oilloot.ru