Регистрация и обработка кривых восстановления (падения) давления –«КВД» («КПД»)

Измерения давления и дебита на режиме стабильной работы (РЕЖ)

По забойному давлению Р_з и дебиту Q на режиме стабильного отбора при известном пластовом давлении P_пл определяют коэффициент продуктивности пласта K=Q/(P_пл-P_з) На основе этих параметров находят значение проницаемости k. Расчеты проводят на основе формулы (2.2.2) исходя из предположения, что влияние скин-фактора отсутствует (потенциальный и фактический дебит скважины совпадают).

(3.1.1)

где m - динамическая вязкость, R_k – радиус контура питания, R_c – радиус скважины

В несовершенной скважине на определяемую величину коэффициента проницаемости одновременно влияют свойства призабойной (скин-фактор) и дальней зон пласта. Это влияние нельзя разделить, что сильно снижает качество полученных результатов.

Названный метод весьма полезен при экспрессных исследованиях.

Забойное давление может быть либо измерено, либо оценено по величине устьевого давления и динамического уровня. Непосредственное измерение давления предпочтительнее с точки зрения точности результата. Замеры уровня выигрывают по оперативности и охвату большего количества скважин. Перечисленные типы исследований нужно сочетать в разумной пропорции.

В скважинах, где вероятность появления высокого положительного скин-фактора невелика, полученные данные успешно используются для оценки фильтрационных параметров пласта (см. схему на рис. 3.1.1.1).

Измерение давления и дебита на нескольких стабильных режимах отбора или закачки (МУО, МУЗ)

Отличие данного метода от рассмотренного в п.3.1.1 состоит в том, что исследования проводятся не на одном, а на нескольких (до 3-5 и более ) режимах стабильной работы скважины. На каждом режиме определяется дебит Q_i и забойное давлениеP_зi. Точки с координатами Q_i и P_зi наносятся на кросс плот. При линейном законе фильтрации (однофазный приток, однородный коллектор и пр.) указанные точки аппроксимируются прямой линией (индикаторной диаграммой «ИД»). Тангенс угла наклона индикаторной диаграммы численно равен величине коэффициента продуктивности. По положению точек пересечения индикаторной диаграммы с осями координат определяют абсолютно свободный дебит (расход) и пластовое давление (рис. 3.1.2.1).

Определенное данным методом значение продуктивности, как правило, более достоверно, чем расчет этого параметра по одиночному режиму (см.п.3.1.1). Это связано с несколькими причинами. Во-первых, из расчетов исключается величина пластового давления. Во вторых, можно контролировать качество исходной информации по форме индикаторной линии. В третьих, по искажению индикаторной линии можно судить о нарушении линейности фильтрации (вследствие сложной структуры коллектора, многофазности притока и пр.).

Однако, как и при исследованиях на одном режиме стабильной работы (п.3.1.1) проницаемость и другие параметры пласта можно оценить только с помощью приближенной формулы (3.1.1) (см. схему на рис. 3.1.1.1) .То есть раздельное изучение пласта и ближней зоны невозможно. Это ограничивает применение данной методики при большой вероятности появления скин-фактора.

Регистрация и обработка кривых восстановления (падения) давления –«КВД» («КПД»)

Принципы экспрессной обработки КВД

Классический метод КВД (КПД) предусматривает:

· Работу скважины в стабильном режиме продолжительностью «T».В этом промежутке времени фиксируется среднее значение дебита Q и забойного давления Р_з.

· Полную остановку скважины («t»- текущее время остановки). В этот период времени фиксируется кривая изменения давления на забое скважины во времени (КВД в добывающих скважинах, КПД в нагнетательных скважинах).

Для экспрессной обработки результатов измерений используется модель Хорнера. В основе этой модели лежат следующие допущения:

v Исследуемый пласт однороден по фильтрационным параметрам;

v Возможно изменение проницаемости призабойной зоны (наличие скин-фактора) ;

v Мощность пласта не меняется по простиранию;

v Приток в пласт является радиальным;

v Для расчета давления используется модель упругого притока, основанная на использовании уравнений Дарси и пьезопроводности;

v Режим эксплуатации скважины характеризуется периодической сменой циклов работы со стабильным дебитом и полного простоя;

Сущность экспресс обработки на основе рассматриваемой модели состоит в представлении результатов измерений в виде линейной зависимости. Для этого используются различного рода преобразования координат (линейные анаморфозы).

Экспресс обработка в логарифмических координатах времени

Если длительность предшествующей работы скважины существенно больше времени простоя, возможна обработка КВД в координатах давление «P» - логарифм времени «lg(t)»– см.рис.3.1.3.1. В этом случае конечный участок кривой аппроксимируют прямой линией. По тангенсу угла наклона этой линии i определяют гидропроводность пласта. e= i/0.183Q.По величине отрезка, отсекаемого этой прямой на оси ординат, при известной гидропроводности находят величину отношения пьезопроводности к квадрату приведенного радиуса c/R_{с пр}² .По указанным величинам определяют проницаемость и пьезопроводность (см. рис. 3.1.3.3). Скин-фактор оценивают двумя способами (см. табл. 3.1.3.4). Первый способ сводится к расчету по определенным ранее значениям c/R_{с пр}² и cвеличины приведенного радиуса R_спр и последующему определению величины скин-фактора по формуле:

(3.1.2)

Второй способ состоит в определении для цикла предшествующей работы скважины по формуле (2.2.1) величины коэффициента фактической продуктивности K_Ф и оценки скин-фактора по формуле:

(3.1.3)

Экспресс-обработка в относительных координатах времени

Линейная анаморфоза в относительных координатах времени состоит в построении кривой изменения забойного давления P_з в относительных координатах времени F(t)=Lg(t+T)/t – рис.3.1.3.2. По наклону начального (линейного) участка кривой определяют гидропроводность пласта, по которой определяют остальные гидродинамические характеристики за исключением приведенного радиуса (табл. 3.1.3.5). По пересечению аппроксимирующей линии с осью ординат находят величину пластового давления. Поскольку при подобной обработке невозможна оценка приведенного радиуса, то для определения скин-фактора можно использовать только соотношение (3.1.3).

Обработка КВД в относительных координатах времени возможна и для циклически меняющегося дебита скважины (рис. 3.1.3.6а). В этом случая относительные координаты по времени рассчитываются по формуле:

(3.1.4)

При этом считается, что в промежутке времени дебит меняется по циклическому закону ( - время окончания цикла с номером «i», - время начала первого цикла, - дебит цикла с номером «i»), а при скважина простаивает.

Обработка методом совмещения

Метод совмещения предполагает расчет кривой давления для серии произвольно меняющихся параметров пласта и нахождение таких значений параметров, при которых результаты измерений и расчетов совпадают наилучшим образом. Критерием наилучшего совпадения измеренных и расчетных данных является минимум величины среднеквадратичного отклонения точек измеренной и рассчитанной кривой.

При сопоставлении определяются: гидропроводность пласта kh/m, отношение q=c/R_c² пьезопроводности c к квадрату приведенного радиуса скважины R_c² , пластовое давление P_пл. По величине гидропроводности при известных значениях эффективной мощности пласта h и вязкости пластового флюида m определяют проницаемость пласта k. Затем по значению проницаемости оценивают пьезопроводность c. Это позволяет по величине q оценить величину приведенного радиуса, однозначно связанную с показателями скин-фактора и совершенства вскрытия скважины.

Учет сложной геометрии и неоднородности строения пласта

Основное ограничение перечисленных способов связано с использованием упрощенной модели пласта. Современные вычислительные средства позволяют провести обработку КВД для практически любой модели (с учетом ограниченности, радиальной неоднородности, наличия одного или нескольких экранов и пр.). Обработка в этом случае проводится методом совмещения. Однако следует предостеречь от формального применения этого метода, которое может привести к недостоверному или ошибочному результату вследствие следующих причин:

Ø неоднозначное решение обратной задачи, связанное с тем, что существенно отличающимся моделям среды могут соответствовать схожие кривые изменения давления во времени,

Ø упрощенные изученные аналитическими методами модели могут весьма отдаленно отражать истинное строение пласта и особенности воздействия на него сеткой скважин.

Поэтому подобные обработки эффективны только, если они опираются на достоверную информацию о геологическом строении пласта и особенностях его дренирования. Тогда с одной стороны основой интерпретации кривых для месторождения является конкретный элемент гидродинамической модели пласта. С другой стороны результаты измерений давления позволяют уточнить эту модель. Подобный подход является общим и касается любых технологий гидродинамических исследований (при работе в горизонтальных скважинах, при гидропрослушивании и пр.).

Широкий опыт применения подобных моделей имеется в НИиПП «Инпетро».

Ограничения применения технологии КВД

Метод КВД являются весьма информативным. Но диапазон применимости этого метода очень ограничен. Его можно использовать лишь в стабильно работающих скважинах при практически полном отсутствии послепритока (в фонтанных добывающих, нагнетательных скважинах или скважинах, исследуемых опробователем пластов). С необоснованным применением метода КВД при исследовании насосных, компрессируемых, свабируемых скважин и пр. связано наибольшее количество ошибок в определении параметров пласта.