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

4. Определяют

5. Результаты полученных значений заносят в таблицу:

Номера точек	Время t, c	Dp, МПа	lg t
	t1	Dp1	lg t1
	t2	Dp2	lg t2
	t3	Dp3	lg t3
i	ti	Dpi	lg ti
	t20	Dp20	lg t20

6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координа­тах Dр, lg t (Рис. 7.1). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами lg t₁ и lg t₂ и определяется угловой коэффициент прямой

. (7.5)

Рис. 7. 1. Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах.

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

; (7.6)

, (7.7)

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

Указанные пределы (7.6), (7.7) 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 от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.

7. Проводят обработку данных КВД

а) определяется угловой коэффициент прямой

(7.8)

- по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта e;

(7.9)

- определяют подвижность нефти в пласте

(7.10)

- определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины

(7.11)

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

(7.12)

- определяют ; (7.13)

- определяют пьезопроводность пласта χ:

1) Если скважина совершенная и r_c известен по долоту то,

(7.14)

2) Если скважина несовершенная, то χ определяют по формуле Щелкачева

(7.15)

где b_ж - коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости;

b_с – коэффициент объёмный упругости пористой среды;

m – коэффициент пористости.

Параметры, входящие в формулу (7.15) могут быть определены в лабораторных условиях.

- по величине χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство

(7.16)

- дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины:

(7.17)

где - объемный коэффициент нефти;

- плотность нефти в поверхностных условиях.

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

1. Коэффициент гидроводности пласта e.

2. Коэффициент подвижности нефти в пласте k/m.

3. Коэффициент проницаемости пласта k.

4. Коэффициент пьезопроводности пласта c.

5. По форме КВД в координатах Dp(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. 7.1. 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:

- влияние притока жидкости после остановки скважины;

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

- нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;

- неизотермическое восстановление давления;

- наличие свободного газа в объеме скважины,

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

В III зоне:

- 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);

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

II зона:

- 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.

По КВД мы оцениваем kh/m для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам - kh/m 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.