Газогидродинамические методы исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин

3.  Газогидродинамические   методы (гдм) исследования газовых  и   газоконденсатных  пластов  и  скважин

3.1. Общие положения о ГДМ

Гидродинамические методы исследования основаны на решении обратных задач подземной гидромеханики. При этом используют уравнения сохранения массы и импульса в фильтрационном движении, связывающие искомые параметры пласта с непосредственно измеряемыми в процессе фильтрации газа в пласте, такими как расход, забойное и пластовое давления во времени.

Исследования газовых, газоконденсатных, нефтяных и водяных пластов и скважин ведется в процессе бурения, разведки структур, опытной и промышленной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ.

3.1.1. Задачи и методы исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин

Задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.

Продуктивная характеристика скважины. Под продуктивной характеристикой скважины понимается совокупность следующих сведений:

1. Зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующая условия притока газа  к забою скважины.

2. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и уравнение притока газа, которые используются для определения средних значений параметров призабойной зоны пласта и прогноза изменения дебита и давления во времени.

Рекомендуемые материалы

3. Зависимость дебита и забойной температуры от депрессии на пласт.

4. Зависимость дебита и устьевой температуры от  давления на устье скважины.

5. Рабочие и максимально допустимые дебиты скважин, получаемые из анализа условий разрушения призабойной зоны скважины, скопления примесей на забое, образования гидратов, коррозии оборудования, подтягивания конусов воды, технических условий эксплуатации и т.д.

6. Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины

7. Условия выноса жидкости (воды и конденсата), твердых частиц породы и степень очищения или засорения призабойной зоны скважины при различных депрессиях на пласт.

8. Зависимость изменения во времени дебита газа, температуры и давления после открытия скважины, служащая для определения периода стабилизации и параметров пласта.

9. Зависимость изменения во времени  температуры и давления на забое и на устье после закрытия скважины, используемая для определения периода нарастания пластового (статического) давления и параметров пласта.

10. Проницаемость (проводимость) призабойной и дренажной зон скважины.

11. Емкость дренажной зоны скважин (произведение эффективной мощности на пористость и газонасыщенность).

12. Неоднородность пласта (наличие зон резко ухудшенной проводимости пласта).

Классы ГДМ в зависимости от времени. Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных)  и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым  относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).

Виды исследований по назначению. По своему назначению исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные:

1. Первичные исследования проводятся на всех разведочных  и добывающих скважинах  и позволяют: определить параметры пласта и его продуктивную характеристику; установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным  и устьевым давлениями и температурой; установить режим эксплуатации скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта и др.

2. Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Основная цель этих исследований заключается в получении информации, необходимой для анализа и контроля за разработкой. Такие исследования проводятся также до и после проведения в скважинах интенсификационных или ремонтно-профилактических работ.

3. Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения. К специальным исследованиям относятся: комплексные исследования газоконденсатных скважин с определением, кроме гидродинамических характеристик, изменения соотношения между газовой и жидкой фазами и их состава при различных гидродинамических и термодинамических условиях; исследования по контролю за положением газоводяного контакта, изучения степени коррозии скважинного оборудования, определения степени истощения отдельных пластов в процессе разработки, изучения влияния влаги и разрушения пласта на производительность скважины и др.

4. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях. Только при комплексном исследовании можно получить наиболее достоверные данные о пласте, в то время как каждый вид исследования в отдельности позволяет получить лишь отдельные характеристики.

Помимо основных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины и возможность перетока газа в вышележащие пласты. Весь процесс исследования скважин должен фиксироваться во времени.

3.1.2. Подготовка скважины к газо - гидродинамическим исследованиям

Факторы, обуславливающие подготовку газовой скважины к исследованиям, определяются:

1. Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объёмом требуемой информации.

2. Геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т.е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образованием гидратов в стволе скважины в процессе испытания, подтягиванием конуса подошвенной воды.

3. Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов.

4. Степенью освоения месторождения, т.е. наличием наземных коммуникаций по сбору и осушке газа; факторами, ограничивающими давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания и др.

Порядок подготовки. Перед испытанием скважины вышедшей из бурения, необходимо освоить её, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. В зависимости от ожидаемого дебита необходимо выбрать такие фонтанные трубы, чтобы обеспечивался вынос потоком газа твёрдых и жидких примесей с забоя скважины. Соблюдая названные условия, продувку скважины следует осуществлять многоцикловым методом, который заключается в том,  продувка идёт при переменном (порядка 4-5 значений) диаметре шайб (штуцеров) с начало в прямом (начиная  с минимального ), а потом обратном направлении. Как правило, в процессе продувки делают 2-3 цикла, затрачивая на каждый режим 30-40 мин, и осуществляя контроль за выносом примесей с помощью сепарационных установок Совпадение последующего цикла с предшествующим считается концом процесса очистки забоя, если нет других причин (например, приращение новых интервалов) влияющих на продуктивность скважины. Последнее проверяется в результате исследований глубинными дебитомером, шумомером, термометром.

3.2. Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)

3.2.1. Параметры, определяемые в методе установившихся отборов

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемоес методом установившихся отборов, базируется па связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах и позволяет определить следующее:

· зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье;

· изменение забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин;

· оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничений;

· уравнение притока газа к забою скважины;

· коэффициенты фильтрационного сопротивления, применяемые для определения продуктивной характеристики скважины и призабойной зоны пласта, расчета технологического режима и оценки эффективности методов интенсификации притока газа;

· абсолютно свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины;

· условия разрушения призабойной зоны, скопления примесей на забое и их выноса из скважины; количество выносимых твердых частиц и жидкости (воды и конденсата) в зависимости от депрессии на пласт;

· технологический режим работы скважин с учетом различных факторов;

· изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита;

· коэффициент гидравлического сопротивления труб;

· эффективность таких рсмонтно-профилактических работ, как интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация,  замена фонтанных труб и др.

3.2.2. Методика проведения испытаний газовых скважин

1.         Составляют подробную программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование (диафрагменный измеритель, породоуловитель, манометры), монтируют их на скважине.  Породоуловитель используется для определения количества твердых примесей.

2.         Для очистки забоя от жидкости и твердых частиц скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве теми же приборами, что и при испытании. При этом надо учитывать возможный вынос из пласта значительного количества твердых частиц  при высоких дебитах, что может явиться причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды – прорыва водяного конуса или языка в скважину.

3.         Перед началом исследований методом установившихся отборов давление на устье скважины должно быть статическим р_ст. Исследование проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штуцере) не изменяется по времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученное давление используется для определения параметров пласта.

После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в фонтанных трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс  восстановления давления до р_ст также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по КВД (кривой восстановления давления).

Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рис.3.1. Исследование скважин проводится не менее чем на 5—6 режимах прямого и 2-3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц. Весь процесс снятия индикаторной линии при стационарных режимах фильтрации показан на рис. 3.2.

 Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости, твердых частиц, выносимых в процессе испытания на различных режимах, перед прибором устанавливается породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины. При наличии жидкости в потоке газа желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом. Такой контрольный режим позволяет определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции.

При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления нa различных режимах. Для сравнительно сухого газа и скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем. При наличии значительного количества влаги в продукции забойное давление по замерам на устье скважины в фонтанных трубах определяется приблизительно с использованием соответствующих коэффициентов сопротивления с учетом количества влаги в добываемом газе.

Если скважина перед началом испытания работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до р_ст, затем измерить давление и температуру с целью определения пластового давления. При наличии возможности образования столба жидкости на забое необходимо пользоваться глубинным манометром. При испытании газоконденсатных скважин для определения количества конденсата на различных режимах желательно использовать двухступенчатую сепарацию газа. Такая работа выполняется при помощи передвижных установок, если исследуемая скважина нс подключена к промысловому пункту подготовки газа.

4. Для контроля за качеством получаемых данных в процессе испытания проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой испытания повторяют.

3.2.3. Способы обработки индикаторной кривой

Уравнение притока. Уравнение притока газа к забою скважины

D р²= р²_пл – р²_з =аQ+bQ²,                                                                    (3.1)

характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа – уравнение параболы (рис.3.3, кр.1), называемой индикаторной кривой.

В уравнении (3.1): р_пл и р_з - пластовое и  забойное давления; а и b -  коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины; Q - дебит газа в тыс.м³/сут (при атмосферном давлении и Т_ст).

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

;                                        (3.2)

,                                           (3.3)

где l - коэффициент макрошероховатости породы; С₁ - С₄ - коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру  и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока; R_пр- приведённый радиус влияния скважины

;                                                                      (3.4)

R_s - среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Q_с - дебит скважины; Q_s - cуммарный дебит соседних скважин.

3.2.3.1. Обработка при установившихся режимах

Линеаризация уравнения притока и определение коэффициентов.  Зависимость Dр²_пл   от  Q  не линейна (рис.3.3, кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Т.о. по результатам испытания для каждого режима вычисляют Dр²_пз / Q, полученные значения наносят на график (рис.3.3, кр.2), через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициента a определяют по отрезку, отсекаемому  этой прямой на оси ординат, а значение b - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Коэффициенты а и b можно вычислить по методу наименьших квадратов.

Методика расчета свободного дебита. Свободный дебит – это дебит, который давала бы совершенная скважина при давлении на устье равном  0,1МПа. Свободный дебит характеризует скважину.

.     (3.5)

Порядок расчета. В начале принимаем  z_ср =1 и по формуле (3.5) определяем свободный ориентировочный дебит Q_{св. ор} . Затем находим забойное давление, соответствующее этому дебиту, разрешая формулу притока (3.1). Если найденное забойное давление не превышает 2МПа (т.е. z_ср @1), то вычисленное значение Q_{св. ор} принимается за истинное. Если забойное давление больше 2МПа, то делают пересчет р_з и Q_св. с учетом z_ср , которое определяется для среднего забойного давления, найденного по формуле р_ср=2р_з /3. Процесс вычислений ведут до сходимости.

Скорость истечения на устье - w=0,0068Q_св /D².                                      (3.6)

Сверхкритическое истечение . Если скорость истечения газа из скважины больше или равна критической (для метана - w_кр=400м/с; для этана -287м/с; для пропана - 235м/с), то истечение происходит при абсолютном давлении на устье более 1атм. Свободный дебит в этом случае определяют по формуле

.                                          (3.7)

Здесь m=0,00678²w²_кр; w_кр - критическая скорость истечения; D - внутренний диаметр трубы.

Абсолютно-свободный дебит. Абсолютно-свободный дебит – это дебит, который бы давала бы совершенная скважина при давлении на забое равном  0,1МПа. Абсолютно-свободный дебит характеризует продуктивные возможности пласта.

.                                                                 (3.8)

3.2.3.2. Обработка при неизвестном пластовом давлении (исследование скважин без их остановки)

Область использования. Если периоды восстановления забойного давления до пластового длительные или есть опасность разрыва колонны обсадных труб из-за слишком высокого статического давления.

Система координат -  , где i  = 1,2,....,m; n - порядковый номер режима; m - общее число режимов. Число сочетаний: .

Вычисление пластового давления

.                                                                       (3.9

3.2.3.3. Исследование скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита

Области применения и виды методов. Как следует из названия метода установившихся отборов, обязательным условием для него служит полная стабилизация давления и дебита на каждом режиме. Это условие достаточно быстро (от нескольких минут до нескольких часов на каждом режиме) выполняется на высокопродуктивных пластах. В случае пластов с низкой продуктивной характеристикой достижение полной стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и восстановление давления между режимами увеличивает  до месяца и более продолжительность  испытаний скважин. Поэтому для скважин, вскрывших низкопродуктивные пласты, разработаны модификации метода установившихся отборов, позволяющие существенно сократить продолжительность их испытаний. К числу таких методов относятся: изохронный, экспресс-метод, ускоренно-изохронный и монотонно-ступенчатого изменения дебита.

Изохронный  метод. При каждом режиме скважина эксплуатируется одно и тоже время t_p.. Ориентировочно величину данного времени (в часах) можно определить из формулы 

     fo³3,                             (3.10)

где fo=kt_р/r_c² – число Фурье; k=kp_пл/(mm) – коэффициент пьезопроводности (см²/с);  r_c - радиус скважины в см; m - вязкость в СПз; k - проницаемость в мкм²; p_пл – пластовое давление в ата.

Методика проведения.  После закрытия скважины при переходе на другой режим выдерживают время, необходимое для установления первоначального статического давления. Характерный вид стабилизации и восстановления давления при испытаниях скважины изохронным методом показан на рис.3.4.

Как видно из рисунка, после пуска скважины в работу на каждом режиме происходит неполная  стабилизация с одинаковым временем t_p.=const, с полным восстановлением  до статического давления р_ст после каждого режима.

Обрабатывают полученную индикаторную кривую изложенным выше стандартным методом по формуле

 По полученному коэффициенту b находят значение коэффициента а, характерного для  установившегося процесса. Для этого на одном из средних режимов скважину подключают к газопроводу до полной стабилизации забойного давления (р_з.уст) и дебита Q_уст

Если перед началом исследования скважина работала длительное время, то в качестве р_з.уст и Q_уст можно использовать соответствующие параметры  данного режима.

Определение времени стабилизации  t_ст  в часах из соотношения

Fo=0,34,                                                                                                        (3.11)

 где Fo= kt_ст/R_пр²- число Фурье, R_пр=åR_i /2 [м]; k - коэффициент пьезопроводности [см²/с]; R_i -расстояние до соседних скважин [м].

Достоинства метода. По сравнению с методом установившихся отборов исследование скважин изохропным методом позволяет за счет сокращения продолжительности работы на режимах практически в два раза уменьшить общее время, требуемое для испытания таких скважин.

Недостатки метода. Необходимость восстановления давления до р_ст между режимами, требующего практически столько же времени, сколько и при полной стабилизации давления и дебита на режимах, в некоторых случаях снижает эффективность применения изохронного метода.

Ускоренно-изохронный метод. Если полное восстановление давления между режимами требует больших затрат времени, то следует применять модификацию изохронного метода — ускоренно-изохронный метод. Сущность ускоренно-изохронного метода заключается в следующем.

 Исследования на каждом режиме проводятся так же, как и в изохронном методе, с одинаковым временем работы t_p. При переходе на другой режим скважину закрывают и выдерживают не до полного восстановления давления р_ст , а до некоторой величины р_усл (рис.3.4). Минимальное значение р_усл определяется из КВД, построенной в координатах р_з – t, и соответствует точкам прекращения интенсивного роста давления.

Результаты исследования обрабатываются по формуле

.                                                            (3.12)

Экспресс-метод. Данный метод применяется, если остановка скважин при смене режимов для восстановления давления до статического приводит к длительному их простою

Сущность метода. Время t_p работы и простаивания скважин между сменой режимов t_в  одно и тоже (20-30 мин). Характерный вид изменения давления во времени при испытании скважины экспресс-методом показан на рис.3.5.

Методика обработки. Индикаторную кривую обрабатывают по формуле

,

где р_зn и Q_n - забойное давление и дебит, соответственно, для n - го режима; коэффициент b - определяется из кривой нарастания давления; коэффициент С_n  - для каждого режима определяется по формуле ,  n - число режимов, считая режимом и остановку скважины во время смены шайб (штуцеров), i = 1,2,...,n; Q - дебит i -го режима.

Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов в отличие от экспресс-метода исключает необходимость остановки скважины между режимами.

Сущность метода. Перед исследованием скважина работает на одном режиме с полной стабилизацией давления р_уст  и дебита Q_уст. Дальнейший порядок исследования завист от необходимости измерения статического давления р_ст .

Если р_ст. не измеряют, то после достижения полной стабилизации на одном режиме скважину останавливают па время t₀ явно недостаточное для восстановления давления до пластового (на устье до статического р_ст). Величину t₀ в среднем принимают равной t₀ »4 – 10 ч. В момент t₀ измеряют забойное давление р_з0 и температуру. Затем скважину пускают в работу на первом режиме с дебитом Q₁ и продолжительностью t_р на этом и последующих режимах с дебитами Q₁<Q₂<….<Q_n. Время работы на режимах t_р оценивается по формуле t_р »(0,08-0,2) t₀ .Перевод на новый режим проводится практически без остановки скважины или с остановкой не более чем на 2-3 мин. Это условие можно выполнить за счет применения регулируемых штуцеров, задвижек-краников и т.п.

Если после установившегося режима скважину закрывают для измерения статического давления р_ст, то после замера р_ст она вводится в работу с дебитом Q₀ »0,5Q₁на время t₀. Дальнейший порядок исследования аналогичен описанному.

Методика обработки. Обработка результатов проводится по двухчленной формуле, в которой в качестве пластового давления принимается давление на забое р_з,0 в момент t₀. Если скважина исследовалась без остановки на замер статического давления, то обработка результатов ведется в кординатах . Полученная прямая отсекает на оси ординат отрезок, равный а, и имеет угол наклона к оси абцисс Q_p равный b.

Если скважина останавливалась для замера статического давления, то в уравнение индикаторной зависимости (в правую часть) добавляется слагаемое  C^*=aQ₀+bQ₀²=const.

3.2.4.        Влияние изменения свойств газа и пористой среды от давления на коэффициенты фильтрационных сопротивлений (форму индикаторной кривой)

3.2.4.1. Влияние различных факторов на форму индикаторной кривой

Причины нарушения вида индикаторной кривой (ИК). Иногда получаемая зависимость отличается от двухчленной. Испытания в таких случаях необходимо повторить и если это невозможно, то следует использовать приближённые методы обработки результатов исследования.

Если изменения k,l,h от депрессии незначительны, то индикаторные кривые искажаются в меньшей степени и в таких случаях выявление причин искажения индикаторных кривых сопряжено с определёнными трудностями. Часто могут встречаться случаи, когда степени влияния различных параметров могут компенсировать друг друга, и в конечном счете индикаторная кривая, несмотря на происходящие в процессе испытания изменения отдельных параметров, сохраняет стандартную форму.

Исходя из изложенного, при обработке индикаторных кривых следует обратить внимание на:

* наличие в разрезе пропластков с различными пластовыми давлениями;

*  загрязнение призабойной зоны и возможное очищение этой зоны по мере роста депрессии;

*  возможность выпадения и накопления в призабойной зоне конденсата;

*  возможность образования песчаной или жидкой пробки;

*  величины давления и депрессии на пласт, способные существенно изменить свойства газа на различных режимах;

*  степень восстановления давления между режимами и стабилизации давления и дебита на режимах;

* возможность образования конуса воды или нефти из нефтяной оторочки;

*  возможность образования гидратов.

3.2.4.2. Обработка индикаторных кривых с учетом реальных свойств газа

Причины необходимости учета реальных свойств газа. Изменения давления и температуры на режимах  приводят к изменению коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости, а, следовательно, из-за вариации коэффициентов сопротивления а и b к изменению формы индикаторной кривой. А именно, индикаторная кривая становится выпукла к оси Q (рис. 3.6, кр.3).

Поэтому при переменных  m и z  от давления формула притока (3.1) не поддаётся обработке для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. 

Параметры, которые надо учитывать. Изменение температуры не пропорционально изменению депрессии, а намного меньше. В связи с этим,  влияние изменения давления и температуры  от режима к режиму на m и z можно заменить на их изменение только от давления газа (изменение давления с 58,7 МПа до 25МПа приводит к уменьшению вязкости на 40%, а коэффициента  сверхсжимаемости на 30%).

Нижние пределы давления и депрессии, с которых надо учитывать реальные свойства газа -  Р_пл>12 – 14 МПа, отношение р_з/р_пл<0,9

Уравнение притока для реального газа.

,                                                                      (3.12)

где а^/ и b^/ идентичны соотношениям для а и b, при условии исключения из них сомножителей mz.

Формулу (3.12)   можно использовать для определения коэффициентов а и b, разделив правую и левую часть на Q.

3.2.4.3. Влияние изменения ёмкостных и фильтрационных свойств пласта  от давления на форму индикаторных кривых

Параметры, определяющие  фильтрационно-ёмкостные свойства пласта. Изменения коэффициентов пористости m, проницаемости k и макрошероховатости l от давления.

Факторы, влияющие на деформацию пласта при изменении депрессии. В целом степень деформации зависит от минерального состава пород, степени сцементирования частиц, слагающих породу, глубины залегания пласта, механических свойств коллектора, величины депрессии на пласт и др. Поэтому для каждой породы существуют свои реологические зависимости, как в области упругой, так и пластичной деформации.

Степень и характер зависимостей фильтрационно-ёмкостных параметров от депрессии. Влиянием изменения пористости на ёмкостные параметры пласта можно пренебречь. При этом проницаемость коллекторов более сильно зависит от давления, чем их пористость. Изменения проницаемости коллекторов необходимо учитывать при фильтрации газа в глубокозалегающих залежах и создании значительных депрессий на пласт, а также при наличии трещиноватости. Зависимость коэффициента проницаемости трещиноватых коллекторов от перепада давления можно определить по формуле , где k_т0 - коэффициент проницаемости трещиноватой породы при начальном пластовом давлении; р_пл.н - начальное пластовое давление; р - текущее забойное давление; b_т - коэффициент сжимаемости трещин.

Значительное изменение проницаемости (особенно в трещиноватых коллекторах) при изменении депрессии на пласт на различных режимах приводит к искажению результатов испытания.

Коэффициент макрошероховатости зависит от проницаемости и пористости и т.к. изменение давления незначительно влияет от пористости, то характер изменения l от давления приближенно можно принять таким же, как и коэффициента проницаемости от давления. В большинстве случаев по мере снижения давления коэффициенты  k и l уменьшаются. Чем меньше проницаемость и макрошероховатость пород, тем меньше их изменение от давления. При этом наиболее выражена зависимость указанных параметров для трещиноватых пород. Уменьшение коэффициентов k и l с падением давления приводит к увеличению коэффициентов фильтрационного сопротивления Т.о. индикаторная кривая  вогнута к оси Dр²/Q (рис.3.6, кр.3).

Связь коэффициента шероховатости с пористостью и проницаемостью. Между шероховатостью и и коэффициентами пористости и проницаемости существует следующая связь , где d -эффективный диаметр частиц породы; коэффициент 12^.10^-5 в общем случае зависит от вида породы. При неизвестном гранулометрическом составе можно воспользоваться зависимостью l=mkⁿ , где m и  n - численные коэффициенты, зависящие от вида породы (для терригенных слабосцементированных пород m=0,425^.10^-9 и n=1,45.

Уравнение притока в условиях изменения m,z,k и l от давления.

,                                                       (3.13)

где а^* и b^* идентичны соотношениям для а и b при условии исключения из них сомножителей mz/k после подстановки вместо l соотношения l=mkⁿ (m=0,425^.10^-9 и n=1,45).

3.2.4.4. Влияние процессов загрязнения или очищения забоя скважины на форму индикаторной кривой.

Процесс образования и разрушения пробки. Увеличение депрессии ведет к разрушению пород и образованию пробок, но в тоже время скорость потока по мере увеличения депрессии на пласт растет. При наличии песчаной или жидкостной пробки увеличение скорости приводит к разрушению и постепенному уносу пробки.

Изменение индикаторной кривой при скапливании породы или жидкости на забое. Коэффициенты а и b также увеличиваются и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных  а и b. В координатах Dр²/Q от Q вместо прямой будет кривая, выпуклая к оси дебитов (рис.3.6, кр.3). Во время последующего выноса примесей с забоя при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут располагаться ниже, так как перепад давления для их значений будет меньше, чем в первоначальных опытах.

Связь наличия песчаной пробки с несовершенством скважины по степени вскрытия. Наличие песчаной пробки в скважине практически равносильно несовершенству скважины по степени вскрытия, с увеличением коэффициентов несовершенства при образовании пробки и их уменьшением при очищении забоя.

Отношение дебитов скважины с пробкой и без пробки. Производительность газовых и нефтяных скважин, эксплуатирующих пласт, полностью перекрытый песчаной пробкой , характеризуется в основном проницаемостью пробки k_пр и площадью её сечения. Если проницаемость пробки равна проницаемости пласта k, то при полном перекрытии продуктивного интервала дебит скважины будет определяться поверхностью для притока газа в её ствол. Эта поверхность определяется диаметром обсадной колонны и равна F=pR_c² . При отсутствии пробки поверхность притока определяется по формуле F=2pR_ch, где h - толщина пласта. При идентичных законах фильтрации и исходных параметрах пласта и скважины дебиты скважины с пробкой и без пробки будут находиться в следующих пропорциях:  При r_c=0,1м, h=10м и k=k_пр получаем  . Последнее означает, что дебит скважины, полностью перекрытый пробкой, составляет 0,5% дебита без пробки.

Изменение индикаторной кривой при разрушении пробки (очищении призабойной зоны). По мере уменьшения высоты пробки с ростом депрессии происходит снижение величин а и b . Это приводит к искажению индикаторной кривой. В координатах Dр²/Q от Q вместо прямой будет кривая, вогнутая к оси дебитов (рис.3.6, кр.2).

Псевдоожиженная (висячая) пробка. Данное явление происходит тогда, когда выталкивающая сила становится равной гравитационной. Такая пробка оседает на забой при уменьшении скорости потока или при закрытии скважины.

3.2.4.5. Влияние стабилизации забойного давления и дебитов на форму индикаторной кривой

Описание процесса не полной стабилизации и изменения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. При испытании скважины, вскрывшей низкопроницаемые пласты, несоблюдение условий по полной стабилизации р_з, Т и Q на отдельных режимах  и восстановлению давления между режимами приводит к нарушению достижения контура питания на каждом режиме. В результате на каждом режиме в формуле притока вместо R_к имеют место переменные радиусы R_i и коэффициенты а и b при прочих равных условиях на отдельных режимах становятся переменными

 Изменение вида индикаторной кривой. Индикаторная кривая имеет выпуклость к оси Dр²/Q (рис.3.6, кр.2). Следует отметить, что данная выпуклость значительна только при большом изменении (на два порядка) радиуса зоны дренирования на первом и последнем режимах исследования. Различие в радиусах дренирования на разных режимах практически мало влияет на коэффициент b, а более существенное влияние оказывает на коэффициент а.

Время полной стабилизации.

,                                                                              (3.14)

где t_ст - время, необходимое для полной стабилизации давления, с; R_к - радиус контура питания, м; a_г - газонасыщенность; m -пористость; m - динамическая вязкость, мПа^.с; р_пл - пластовое давление, МПа; k - проницаемость, мкм².

3.2.4.6. Влияние включения новых интервалов в процессе исследования скважин на форму индикаторной кривой

Вид ИК при вскрытии нескольких продуктивных горизонтов. Зависимость  Dр²/Q от Q представляет не прямую, а кривую, начальный участок которой направлен выпуклостью к оси Dр²/Q  (рис.3.6, кр.2)

Зависимость коэффициентов а и b от толщины подключаемых интервалов, проницаемости и шероховатости. Коэффициенты а и b , зависящие от k,l и h, могут изменяться от режима к режиму произвольно, либо постепенно ухудшаться, если месторождение истощается неравномерно. Чем больше толщина вновь подключенного в работу пласта и чем выше коэффициенты проницаемости и макрошероховатости, тем меньше значения а и b и тем сильнее меняется характер индикаторной кривой. В целом характер изменения индикаторной линии определяется совокупным влиянием m(р,Т), z(р,Т), k(p), l(p), k(Dp), l(Dp) и h(Dp).

Факторы, усложняющие учет подключения новых интервалов:

* для правильной интерпретации индикаторной кривой требуется знание величин k и l для каждого подключающего интервала, хотя задачей исследования как раз и является определение данных параметров;

*  все другие параметры, за исключением нас интересующих k и l, могут быть вычислены путём использования эмпирических зависимостей либо измерены.

Изменение индикаторной зависимости при линейном изменении толщины. Кривая зависимости Dp² от Q имеет выпуклость к оси Dp². Если увеличение толщины происходит только на первых режимах, то индикаторная кривая вначале имеет одну кривизну ( чаще всего выпуклостью к оси Dp²), а затем после перехода на режимы h=const, другую стандартную кривизну с выпуклостью к оси дебитов (рис.3.6, кр.4).

Факторы, влияющие на результаты обработки индикаторных диаграмм. Если изменения k,l,h от депрессии незначительны, то индикаторные кривые искажаются в меньшей степени и в таких случаях выявление причин искажения индикаторных кривых сопряжено с определёнными трудностями. Часто могут встречаться случаи, когда степени влияния различных параметров могут компенсировать друг друга, и в конечном счете индикаторная кривая, несмотря на происходящие в процессе испытания изменения отдельных параметров, сохраняет стандартную форму.

3.3. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации

Виды исследований. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации заключаются в снятиии и обработке кривых:

нарастания (восстановления) забойного давления (КВД) после остановки скважины;

· стабилизации давления и дебита (КСД) после пуска скважины;

· перераспределения давления при постоянном дебите и дебита при постоянном забойном давлении;

· перераспределении давления в реагирующих скважинах при пуске или остановке возмущающей скважины (прослушивание скважины);

· изменение дебита и давления при эксплуатации скважины.

Параметры, определяемые с помощью нестационарных методов - проводимостьk_h= kh/m и проницаемость k не только призабойной зоны, но и удаленных от скважины участков пласта; пьезопроводность k= kp_пл/(mm_пл); пористость m или произведение эффективной мощности на пористость; зоны с резко выраженной  неоднородностью пласта( наличие экранов или зон цхудшенной проводимости); условия работы скважины, пластовое давление и т.д.

3.3.1. Методы снятия и обработки кривых нарастания  забойного давления (КВД)

3.3.1.1. Методика получения исходных данных для КВД

Скважину подключают к газопроводу или газ выпускают в атмосферу (если скважина перед этим была закрыта), регистрируя при этом изменение давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита. После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке и в затрубном пространстве в зависимости от времени.

Забойное давление определяют по давлению на устье расчетным путём, но предпочтительнее снимать кривые нарастания забойного давления с помощью дифференциальных, глубинных манометров. Снятие КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласт с высокой температурой.

3.3.1.2. Методы обработки КВД

Факторы, влияющие на методику обработки КВД. Методика обработки КВД существенным образом зависит от темпа нарастания давления после остановки скважины, наличия соседних скважин и расстояния между ними. Если исследуемая скважина удалена от соседних работающих на 3-4км и продолжительность её работы незначительна, то данную скважину можно рассматривать в “бесконечном “ пласте. В противном случае процесс восстановления давления надо рассматривать как процесс, происходящий в пласте конечных размеров.

А) Методика обработки КВД в условиях “бесконечного” пласта

а)Значительное время работы скважины (рис. 3.7)

Условия применения - Т³ 20 t, где t- время , необходимое для восстановления давления, Т - время работы скважины до снятия КВД.

Используемая зависимость.

р²_з=a+b lgt,                                                                                                       (3.15)

где   р_з и р_з0 - текущее и начальное абсолютные забойные давления (до остановки скважины), МПа; Q₀ - дебит скважины до остановки, м³/с; r_{с пр} - приведённый радиус, м; t - время восстановления давления, с; h - эффективная толщина пласта, м; k = kр_пл/hm - коэффициент пьезопроводности, м²/с ; m - пористость, доли единицы;   р_пл - абсолютное пластовое давление, МПа; b - коэффициент нелинейного сопротивления в двухчленной формуле стационарного притока к скважине (МПа/(тыс^.м³/сут))²; m_пл - вязкость газа в пластовых условиях, мПа^.с; z_пл - коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых значениях давления и температуры; Т_ст=293 К; р_ат=0,1Мпа; r_с,пр – приведенный радиус скважины

; С – коэффициент скин-эффекта ; k₁ –проницаемость призабойной зоны R₀; С₁ и С₂ – коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия.

Определение параметров пласта. Из прямой (рис.3.7) находятся коэффициенты: a-равный отрезку, отсекаемом на оси ординат, и  b - тангенс угла наклона

По полученным значениям a и b определяют следующие параметры пласта:

· параметр проводимости   из   b;

· при известной эффективной мощности значение проницаемости ; 

· при известном коэффициенте b параметр

; 

· для совершенной скважины: коэффициент пьезопроводности пласта

,

и параметр mh  или при известных параметрах kh/m и  k  --;

· при известном коэффициенте пьезопроводности  - приведённый радиус скважины

и параметр скин-эффекта, характеризующий совершенство скважины и состояние призабойной зоны

,

если С > 0, то призабойная зона имеет дополнительное сопротивление. При сравнении значений коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.

б) Незначительное время работы скважины (рис. 3.8). В координатах р²_з - lg t конечный участок КВД нелинеен.

Условия применения  - Т£20 t, т.е. время Т работы скважины перед её остановкой соизмеримо со временем восстановления давления t.

Используемая зависимость.

р²_з=р²_пл-b l g(T+t) / t .                                                                                        (3.16)

Для определения  b КВД строится в координатах р²_з - lg(T+t) / t. При известном пластовом давлении прямолинейный участок  проводится как касательная к КВД из точки с координатами р²_з=р²_пл и lg(T+t) / t=0.

Б) Методика обработки КВД в условиях “конечного” пласта

Формулы для ограниченного пласта можно использовать в тех случаях, когда в процессе исследования скважины, на её поведение, сказываются условия на границе пласта, например, при работе скважины в пласте с малыми размерами или при влиянии работы соседних скважин. В координатах р²_з - lg t конечный участок КВД нелинеен.

Уравнение КВД. Для пласта конечных размеров используется формула

,                                                                                      (3.17)

 где Т - время эксплуатации скважины до остановки; a₁=lg(1,11b);   b₁=2,51 k / R²_к ; R_к - радиус контура, на котором давление во время снятия КВД остается постоянным, приблизительно равный половине  среднего расстояния до соседних скважин.

Как видно из формулы(3.17) , коэффицциенты a₁ и  b₁ определяются графически при обработке КВД в координатах  в зависимости от t (рис.3.9). Если пластовое давление неизвестно, то желательно пользоваться приближенными методами его определения.

 Параметры пласта определяются из найденных коэффициентов a₁ и  b₁. По коэффициенту a₁ можно найти b  и, следовательно, параметры   и k. По  b₁ можно установить k/R²_к=b₁/2,51. Если известен R_к, то можно найти параметр емкости пласта

.

3.3.2. Определение пластового давления

В ряде случаев КВД используется не только для определения параметров пласта, но и для вычисления пластового давления. В зависимости от принятых граничных условий пластовое давление определяется различными способами. Так, например, . при длительной работе скважины до остановки на результаты исследования могут повлиять условия на границе дренажной зоны. В результате этого при использовании формул для бесконечного пласта значения р_пл могут быть значительно завышенными.

3.3.2.1. Бесконечный пласт

Время эксплуатации велико Т³20t. Зависимость КВД стандартная (уравнение 3.15) . При этом пластовое давление определяют экстраполяцией прямолинейного участка до lgt=lgT. В этой точке

Время эксплуатации мало Т<20t. Для обработки КВД применяется уравнение (3.16).  Пластовое давление получается  путём экстраполяции прямолинейного участка до При этом р²_з(t)= р²_пл

3.3.2.2. Конечный пласт

Для определения пластового давления с помощью КВД используется следующая методика:

1) КВД строят в координатах  (зависимость 3.16).

2) Определяют b и р^*2_з в точке lg(T+t) / t=0.

3) Рассчитывают функцию ,

где р_пл1 – последнее измеренное или определенное по КВД значение пластового давления; Т – время работы скважины до остановки, Т=Q_доб/Q₀; Q_доб – суммарный отбор из скважины со времени последней остановки скважины на восстановление давления; Q₀ – дебит газа перед остановкой.

4) Из рис. 3.10 по найденному значению у(u) определяют u.

5) Рассчитывают пластовое давление по формуле

3.3.3. Влияние различных факторов на форму КВД

Факторы, искажающие форму начальных участков КВД:

Наличие притока газа в скважину после её закрытия на устье. При этом начальный участок отклоняется вниз от прямой (рис.3.11, а). КВД начинается из точки с координатами lgt=0 и р_з²= р_з.0².

 Значительное отличие параметров призабойной зоны от параметров пласта, в том числе ухудшение их в результате выпадения конденсата и улучшение после работ по интенсификации. Если проводимость призабойной зоны лучше проводимости пласта, начальный участок отклоняется вверх от прямой (рис.3.11, б).  В случае ухудшенных параметров призабойной зоны начальный участок отклоняется вниз и имеет вид, аналогичный КВД с влиянием притока (рис.3.11, а). Применение методов обработки с учетом притока в этом случае не выпрямляет начальный участок.

Технологические причины, а именно:

*  запаздывание закрытия скважины на забое по сравнению с началом отсчета времени. Время запаздывания t₀ получается как точка пересечения линии р_з.0² и кривой экстраполированной линии начального участка, имеющего обычно точку перегиба. Коэффициент a в этом случае определяется при t=t₀ (рис.3.11, в);

*  снятие КВД в фонтанных трубах или эксплуатационной колонне, по которым скважина работала до остановки. При этом первые точки КВД могут быть значительно ниже, чем начальное забойное давление р_з.0². Начальный участок характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки с дебитом, близким к свободному (рис.3.11,г).

Факторы, искажающие форму конечных участков КВД:

Влияние границ пласта, т.е. соответствие принятых при обработке граничных условий характеру работы скважины в процессе исследования. На пример, при  обработке КВД скважин, работающих в условиях ограниченного пласта, по формулам бесконечного, конечный участок искривляется (рис.3.11, д).

Рекомендация для Вас - 8.2 Методические рекомендации и литература.

 Неизотермичность процесса восстановления давления в высокодебитных скважинах со значительной разницей между статической температурой на забое и устье. В таких случаях, при снятии КВД на устье не учет процесса стабилизации температуры может привести как к заметному искажению формы конечного участка (рис.3.11,е), так и к изменению его наклона и связанными с этим ошибками в определении параметров газа.

 Наличие в области дренирования скважины зон с резко выраженной неоднородностью, в том числе непроницаемых экранов, зон выклинивания, сбросов и т.д. Вид КВД показан на рис 3.11, ж.

 Нарушение режима работы скважины перед её остановкой, связанные с технологией исследования, например со спуском глубинных приборов. При этом длина искривленного участка тем больше, чем больше время работы скважины на изменённом режиме

Наличие нескольких пластов с разными фильтрационными параметрами. В этом случае время начала влияния границ определяется пьезопроводностью лучшего пласта, что отмечается на КВД дополнительным прямолинейным участком, аналогично неоднородности по площади.