По экстремуму кривой гидропрослушивания
Найти пьезопроводность пласта по результатам исследований методом гидропрослушивания при следующих исходных данных: расстояние между забоями возмущений и реагирующей скважин R = 600 м; изменение дебита возмущающей скважины производилось путем ее остановки и последующего пуска через одни сутки с дебитом, равным начальному (t1 = 1 сут = 86400 с); дебит до остановки скважины и после ее пуска ΔQ = 88,16 м3/сут в пластовых условиях; данные наблюдений за изменением давления в реагирующей скважине приведены ниже (время отсчитывается с момента остановки возмущающей скважины). Результаты исследования скважины представлены в таблице 6.11.
Таблица 6.11 − Результаты исследования скважины
| Параметры | Значения | |||||||
| t, с | 2⋅104 | 3⋅104 | 4⋅104 | 5⋅104 | 6⋅104 | 7⋅104 | 8⋅104 | 9⋅104 |
| P, Па | 264,8 | 931,6 | 1863,3 | 2942,0 | 3942,3 | 5197,5 | 6354,7 | 7453,0 |
| t, с | 10⋅104 | 11⋅104 | 12⋅104 | 13⋅104 | 14⋅104 | 15⋅104 | 16⋅104 | 18⋅104 |
| P, Па | 8414,1 | 8933,9 | 9071,1 | 9022,1 | 8875,0 | 8580,8 | 8237,6 | 7580,5 |
Кривая гидропрослушивания в координатах Δр(t) - t представлена на рис. 6.10.
Рис. 6.10. Кривая гидропрослушивания, имеющая максимум
По точке, соответствующей максимальному значению перепада давления определяем значения Δрmax = 9071 Па и tmax = 12⋅104 с. Находим разность:
Коэффициент пьезопроводности может быть определен по формуле (3.47):
Способом эталонных кривых
Дебит возмущающей скважины, расположенной на расстоянии в 375 м от реагирующей, был изменен на ΔQ =57,1 м3/сут. При совмещении фактической и эталонной кривых (рис. 6.11) совпадающей оказалась точка с координатами на фактической (tф =180 мин, Sф =120 мм) и на эталонной (t1 = 3,24 мин, S1 = 12 мм), откуда:
Параметры пласта, определенные по формулам (3.48) и (3.49) оказываются равными:
Рис. 6.11. Эталонная кривая восстановления давления, применяемая при исследовании скважин методом гидропрослушивания
Таким образом, при гидродинамических исследованиях скважин определяют:
1. Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС.
2. Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины kh/μ.
3. Коэффициент подвижности нефти в ПЗС k/μ.
4. Коэффициент проницаемости ПЗС k.
5. Коэффициент продуктивности скважины К (или η).
Эти данные необходимы для:
1. правильного выбора (оптимального) работы скважины (максимальный дебит скважины Qн при минимальном выносе песка, воды, полном раскрытии трещин, минимальные инерционные сопротивления, вовлечения в разработку максимального числа нефтенасыщенных пропластков и т. д.);
2. определения параметров ПЗС при вводе скважины в эксплуатацию из бурения;
3. периодического определения параметров ПЗС во времени в течение всего срока эксплуатации скважины; это позволяет выявить и устранить причины снижения добывных возможностей скважины;
4. измерения параметров ПЗС после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ); позволяет оценить их технологическую и экономическую эффективность;
5. контроля за разработкой месторождений;
6. выбора методов воздействия на ПЗП и повышения нефтеотдачи пластов.
Кривые восстановления (падения) забойных давлений (КВД-КПД) являются одним из известных и распространенных методов гидродинамических исследовании скважин на неустановившихся режимах фильтрации.
Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметрах пластов и скважин и т д.
За последние годы были разработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующим компьютерным обеспечением (так называемые электронные манометры второго поколения) Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов. Особо остро стоят эти вопросы при разработке сложно построенных месторождений, при бурении, эксплуатации и исследовании горизонтальных скважин.
В общем комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен.
Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования РVТ, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС.
Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и результатов лабораторных исследований РVT.
Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач:
- измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;
- измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;
- определение (оценка) МПФС и параметров пластов - гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС;
- оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных.
Заключение
ГДИС – гидродинамический мониторинг свойств пласта - предназначен для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах с целью получения данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин-факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта-коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и др.
Различают ГДИС на (квази) установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторных диаграмм (ИД) и на неустановившихся режимах (КПД-КВД в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, КВУ, гидропрослушивание, импульсные методы, экспресс-методы, например, с помощью пластоиспытателей, одновременное исследование групп скважин, исследования скважин без остановок и др.). Существуют несколько десятков методов обработки данных измерений на теоретической основе линейной теории упругого режима фильтрации, при интерпретации используются до сотни теоретических моделей пластовых фильтрационных систем (основанных на различных дифференциальных уравнениях фильтрации: многофазных систем, с двойной пористостью и проницаемостью и т.д.), используются десятки компьютерных программ.
В существующих отечественных руководствах по ГДИС (последнее издано в 1991 г. и инструкциях (изданных в 1982-85 гг.)) под ГДИС понимаются и излагаются, в основном, методы обработки наиболее известных и широко распространенных ГДИС на базе представлений только о плоско-радиальной фильтрации к вертикальным скважинам с целью определения параметров пласта. Это, так называемые, традиционные методы (например, это методы обработки КВД-КПД без учета притока Хорнера, с учетом притока и др.). Они характеризуются тем, что исследования проводились с помощью, так называемых, механических глубинных манометров (пружинных, поршневых, геликсных), с ограниченным временем регистрации (до нескольких часов или суток), с ограниченным количеством дискретных точек (от нескольких до нескольких десятков), допускали возможность ручной расшифровки (на компараторе) и ручной обработки (построение соответствующих графиков-анаморфоз).
Эти традиционные методы были основаны на использовании при анализе скорости изменения забойных давлений во времени и позволяли определить-оценить 2 параметра. В отличие от традиционных, современные методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации регистрируются с помощью разработанных в последние годы высокоточных глубинных электронных манометров с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинных комплексов приборов с соответствующим компьютерным обеспечением (цифровыми методами регистрируются от 10000 до 500000 точек в течение от 10 до 500 суток), с чувствительностью, позволяющей использовать при анализе данных ГДИС темпы изменения давления, производные давления. Это резко улучшает качество интерпретации и количество определяемых параметров продуктивных пластов. Использование 4-х функций, вместо 2-х в традиционных методах, позволяет оценить-определить до 4 параметров и более (горизонтальную и вертикальную проницаемости – Кг, Кв, скин-фактор, структуру фильтрационного потока, пластовое давление - Рпл и др.). Однако при этом повышаются требования к инженерно-техническому персоналу. Исследования тщательно планируются с соответствующими расчетами. Расшифровка и обработка промысловых данных возможна только с применением вспомогательных компьютерных технологий, интерпретацию - окончательный выбор из множества возможных моделей - должен делать инженер-интерпретатор на базе глубоких знаний физических и теоретических основ ГДИС и комплексном использовании всей геолого-геофизической информации и сведений по разработке залежей и эксплуатации скважин. Эти современные методы ГДИС требуют больших затрат, чем традиционные.
Современные методы обработки данных ГДИС являются наиболее информативными, т.к. охватывают весь длительный по времени диапазон различных периодов регистрации процессов изменения давления (характеризующие) - отражающие влияние условий на внутренней границе пласта - немгновенность открытия-закрытия скважины, скин-фактор и послеэксплуатационный приток-отток - I начальный участок; II участок - влияние параметров пласта - коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности; III участок - отражающий условия на внешней границе пласта - пласт «закрытый», «открытый», «бесконечный» и др., т.е. наиболее полно могут дать представление о модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). Другие группы методов являются менее информативными и могут рассматриваться как вспомогательные.
Гидропрослушивание скважин как метод исследования скважин позволяет оценивать гидродинамическую связь между скважинами по пласту, выявлять непроницаемые границы, определять средние значения гидропроводности и пьезопроводности пласта между исследуемыми скважинами и оценивать степень участия матрицы трещиновато-пористого коллектора в разработке.
Методы ГДИС являются косвенными методами определения параметров пласта. Их теоретической и методической основой служат решения, так называемых, прямых и обратных задач подземной гидромеханики, которые не всегда имеют однозначное решение. Поэтому интерпретация данных ГДИС носит комплексный характер с использованием результатов ГИС, лабораторных и геолого-промысловых исследований.
По данным ГДИС, фильтрационные параметры пласта характеризуют средневзвешенные параметры в области дренажа скважин и между скважинами - средневзвешенную гидропроводность, пластовые давления, скин-фактор скважин и др.
Гидродинамические исследования скважин желательно дополнять термодинамическими. Дело в том, что обработка результатов термодинамических исследований скважин позволяет также определять фильтрационные параметры пластовой системы. Однако, этот вид исследований скважин на промыслах не получил должного распространения. Обычно ограничиваются замерами температуры по длине скважины или определением максимальной температуры в точке нахождения скважинного манометра во время гидродинамических исследований скважин.
Очень важно провести исследования профиля притока в добывающих скважинах и исследования профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Применение дебитомеров (расходомеров) даст важную информацию о действительно работающих интервалах по толщине вскрытого в этой скважине пласта, о долевом участии каждого интервала, о результатах применяемых методов воздействия на забой и призабойную зону пласта. Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов и продуктивных характеристик скважин.
По результатам гидродинамических исследований скважин можно определить:
- режим работы пласта;
- режим фильтрации (линейный или нелинейный) жидкости и газа в пласте;
- коэффициент продуктивности скважины;
- коэффициент гидропроводности пласта;
- коэффициент подвижности (отношение проницаемости пласта к вязкости флюида);
- коэффициент проницаемости пласта;
- коэффициент гидродинамического совершенства скважины;
- коэффициент пьезопроводности пласта;
- положение межфлюидальных разделов в пласте;
- строение пластов и другие параметры.
При проведении исследований измерять непосредственно можно только дебиты, давления и расстояния между скважинами. Численные же значения параметров, характеризующих гидродинамические и продуктивные свойства пласта и скважин, определяются расчетами путем решения обратных задач подземной гидрогазомеханики.
Список литературы
1. Балакирев Ю.А. Гидропрослушивание и термографирование нефтяных скважин и пластов. Баку: Азернешр. 1965. - 200 с.
2. Баренблатт Г.И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. Изв. АН СССР. 1954. №9. с. 35-49.
3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1972. - 88 с.
4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. - Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.
5. Басниев К.С., Цибульский П.Г. Обратная задача теории фильтрации многокомпонентных систем. Нефть и газ. 1980. № 4. с. 55-60.
6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. 416 с.
7. Басович И.Б., Капцанов Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин. - Нефт. хоз-во. 1980. № 3. с. 44-47.
8. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов.– М.: Недра, 1990. – 427 с.
9. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964, - 272 с.
10. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 246 с.
11. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269 с.
12. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследования нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973. - 344 с.
13. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. - М.: Недра, 1981. - 213 с.
14. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 310 с.
15. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов.- М.: Недра, 1974. - 224 с.
16. Капцанов Б.С., Кульчицкий Л.Г., Симонова Г.М. Исследование точности определения фильтрационных и геометрических параметров пласта по кривым восстановления давления в скважинах //Азерб. нефт. хоз-во. 1986. № 8. с. 14-17.
17. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - М.: Недра, 1974. - 200 с.
18. Кульгина Н.М., Кульгин В.Т., Гриценко И.В. Методика обработки кривых восстановления давления в разведочных скважинах //Газовая пром-ть. 1975. с. 30 - ЗЗ.
19. Кундин А.С. Влияние продолжающегося притока в скважину на точность определения параметров пласта //Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. № 3. с. 41-44.
20. Ли Юн-шан. Определение параметров пласта по наблюдениям за изменением забойного давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки //Изв. вузов. Нефть и газ. 1960. № 3. с. 63-69.
21. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористых средах. - М.: Гостоптехиздат. 1949. - 627 с.
22. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91, Миннефтегазпром, ВНИИ, М., 1991. - 540 с.
23. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. РД-39-0147035-234-88, Миннефтегазпром, ВНИИ, 1989. - 115 с.
24. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.: Наука. 1972. - 184 с.
25. Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972.
26. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. - М.: Недра, 1980. - 224 с.
27. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др., Под ред. Ш.К. Гимтудинова.- М.: Недра. 1988. – 302 с.
28. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974. - 704 с.
29. Сушилин В.А. Методы и техника глубинных исследований в скважинах. М.: Недра, 1964.
30. Телков А.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления забойного давления при различной форме границ пласта. //Подземная гидродинамика. М.: Недра, 1961 с. 131-142 (Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. Вып. 33).
31. Технология и техника добычи нефти. Учеб. для вузов /А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И.Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде.- М.: Недра, 1986.
32. Требин Ф.А., Щербаков Г.В., Яковлев В.П. Гидромеханические методы исследования скважине и пластов. М.: Недра, 1965. - 275 с.
33. Хазин О.Н., Кундин А.С. Обработка кривых восстановления давления методом В.Н.Щелкачева. //Нефт. хоз-во. 1973. № 7. с. 7-9.
34. Хейн А.Л. Теоретические основы и методика определения параметров пластов по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости и газа. //Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождении Тр. ВНИИГАЗ. М.-Л.: Гостоптехиздат. 1952. с. 80-145.
35. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб для техникумов/ А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. – М.: Недра,1989 – 480 с.
36. Чарный И.А. Определение некоторых параметров при помощи кривых восстановления забойного давления//Нефт. хоз-во. 1955. №З. с. 40-48.
37. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 369 с.
38. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госуд. изд-во технич. литературы УССР, 1961. - 286 с.
39. Чернов Б.C., Базлов М.Л., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.; Гостоптехиздат, I960. - 319 с.
40. Шагиев Р.Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах.//Изв. Вузов "Нефть и газ", № 11,1960. с. 53-59.
41. Шагиев Р.Г. Анализ влияния сил инерции на кривые восстановления давления и определение параметров пласта./Труды МИНХ и ГП, вып. 42, 1963. с. 129-142.
42. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. - М.: Гостоптехиздат, 1959. -467 с.
43. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография в 2 ч. - М.: Нефть и газ, 1995. ч. 1. - 586 с.,ч. 2. - 493 с.
44. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов.– М.: Недра, 1988.
45. Эконамидис М.Д, Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. /Пер. с англ. под ред. А.И.Булатова. Краснодар, 1992. (часть 1 и 2).