Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации

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 - проводимость и проницаемость k не только призабойной зоны, но и удаленных от скважины участков пласта; пьезопроводность; ористость m или произведение эффективной мощности на пористость; зоны с резко выраженной неоднородностью пласта( наличие экранов или зон ухудшенной проводимости); условия работы скважины, пластовое давление и т.д.

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

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.

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

Используемая зависимость:

, (13.9)

где: , (13.10)

_(13.11)

где: Р₃ 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;

κ - 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;

µ_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;

Рис.13.5 Кривая восстановления давления при Т≥ 20 t

Из прямой (рис.13.5) находятся коэффициенты: α-равный отрезку, отсекаемом на оси ординат, и β - тангенс угла наклона

По полученным значениям α и β определяют следующие параметры пласта:

• параметр проводимости

_{из , (13.12)}

• при известной эффективной мощности значение проницаемости;

• при известном коэффициенте b параметр

_{, (13.13)}

при известном коэффициенте пьезопроводности - приведённый радиус скважины и параметр скин-эффекта, характеризующий совершенство скважины и состояние призабойной зоны:

_{, (13.14)}

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 и.

1. 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.13.6, б). В случае ухудшенных параметров призабойной зоны начальный участок отклоняется вниз и имеет вид, аналогичный КВД с влиянием притока (рис.13.6, а). Применение методов обработки с учетом притока в этом случае не выпрямляет начальный участок.

2. 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.13.6, в).

Рис.13.6 Влияние различных факторов на КВД

В процессе проектирования разработки газовых месторождений приходится прибегать к понятию о средней скважине, т. е. о такой расчетной скважине, взятой из реально существующих, по которой при заданной депрессии получают тот же расход газа.

Уравнение притока газа средней скважины имеет вид:

, (13.15)

Задача состоит в том, чтобы по данным о небольшом числе уже имеющихся скважин определить средневзвешенные значения коэффициентов а_ср и b_ср. Для этого депрессии и расходы принимают среднеарифметическими:

, (13.16)

, (13.17)

2. Газовая залежь как единое целое. Удельные объемы дренирования. Режимы работы газовых пластов.

На начальных этапах развития теории разработки нефтяных и газовых месторождений существовало представление об ограниченном радиусе действия (влияния) скважин. Из концепции ограничен­ного радиуса дренирования вытекало, что газовые скважины необ­ходимо располагать на расстоянии, не превышающем двойного ра­диуса действия скважин, во избежание оставления части газа неиз-влеченной. К настоящему времени доказана несостоятельность этого положения. Если не касаться вопросов о темпах и сроках разработки, о возможных коэффициентах газо- или нефтеотдачи, то можно утверждать, что теоретически любую залежь можно разработать да­же одной скважиной, не говоря уже о системе скважин.

Газовая залежь (если она тектоническими нару­шениями не разбита на отдельные блоки) представляет собой единое газодинамическое целое, вне зависимости от ее размеров.

Отбор газа из газовой залежи приводит к падению давления не только в газоносной, но и в водоносной части пласта. Об этом свидетельствуют результаты замеров давления или уровней воды в пье­зометрических скважинах. Падение же давления в области газоносности приводит, к поступлению воды в газовую залежь.

Если к одному и тому же водоносному бассейну приурочено несколько месторождений природного газа, то в процессе разработ­ки происходит их взаимодействие.

Итак, газовая залежь вместе с окружающим ее водоносным пластом или группа залежей в единой пластовой водонапорной системе представляют собой единую газогидродинамическую систему.

Опыт разработки месторождений газа и нефти в последние годы с особой четкостью высветил еще один аспект единства, а именно, что залежи газа и нефти, их коллектора и флюиды должны рассматриваться как единое целое с выше- и нижезалегающими горными по­родами.

Вместе с тем в теории проектирования и разработки месторождений природных газов полезно понятие об удельных объемах дре­нирования.

Для примера рассмотрим пласт прямоугольной формы, однородный по коллекторским свойствам и разрабатываемый тремя равнодебитными скважинами. Можно выделить в пласте две нейтральные линии - I и II (рис.13.7,а). Левее линии I весь газ, в том числе и из точки а, притекает к скв. 1, а правее линии I, в том числе и из точки b, течет к скв. 2. Следовательно, к каждой скважине газ притекает из соответствующего объема дренирования.

Рис.13.7. Схемы профилей давления в пласте при эксплуатации трех ( б), двух ( в ) равнодебитных и трех ( г ) разнодебнтных скважин ( а - схема распо­ложения скважин в пласте)

Вводимое понятие об удельных объемах дренирования не проти­воречит принципу, что газовая залежь представляет собой единую газодинамическую систему. Действительно, пусть распределение дав­ления в рассматриваемом пласте для некоторого момента имеет вид, изображенный схематично на рис. 13.7,б. Здесь, как и ранее, линии I и II - нейтральные. Пусть теперь скв. 2 остановлена. Тогда в пласте начинается процесс перераспределения давления. Через не­которое время распределение давления в пласте будет иметь вид, как на рис.13.7, в. Отключение скважины привело к перераспреде­лению удельных объемов дренирования.

Теперь нейтральная линия, т.е. линия (поверхность), разделяющая соответствующие объемы дренирования, проходит через скв. 2. Если, например, дебит ски. 2 уменьшить, то это также при­ведет к перераспределению давления и пласте и удельных объемов дренирования (см. рис.13.7, г).

Подобные рассуждения можно про­должить, но даже из этих простых при­меров ясен смысл понятия об удельных объемах дренирования.

Понятие об удельных объемах дре­нирования используется при определе­нии запасов газа, приходящихся на каждую скважину. Суммирование запа­сов, приходящихся на каждую скважину, позволяет устанавливать начальные за­пасы газа в пласте. В дальнейшем будет ясно, что введение понятий о «средней» скважине и удельных объемах дрениро­вания позволяет эффективно опреде­лять показатели разработки месторож­дений при газовом и водонапорном режимах, а также показатели разработки многопласговых месторождений.

Приведенные здесь рассуждения в полной мере справедливы для газоконденсатных и газонефтяных месторожде­ний.