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.

________________________________________________________________

Проведение исследования методом гидропрослушивания. Сущность метода. Способы проведения исследования. Достоинства и недостатки различных способов.

___ Гидропрослушивание[править | править вики-текст]

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

_ На формукривой восстановления давления влияют приток газа в скважину после ее остановки, не-изотермичность процесса восстановления давления, неоднородность пласта ( в т.ч. тектонич. Те же факторы влияют на форму кривой стабилизации давления, однако чаще искажение вызывает изменение фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины неоднородностью пласта по площади и мощности. [3]

___________ 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 рз2= рз.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 рз.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 рз.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. Например, при обработке КВД скважин, работающих в условиях ограниченного пласта, по формулам бесконечного, конечный участок искривляется (рис.3.11, д).

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 так далее 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.

_______________________________________________

Обработка кривой реагирования методами эталонных кривых и характерных точек.

___1.7. Анализ данных исследований скважин с помощью универсальных графиков и палеток

Определение параметров пласта с помощью прямолинейной анаморфозы КВД-КПД плоскорадиального потока в бесконечном однородном пласте при упругом режиме фильтрации (простейший метод без учета притока, метод Хорнера и др.) является одним из наиболее распространенных, обычных и традиционных (conventional) способов обработки КПД-КВД и рекомендуется в большинстве монографий, инструкций и руководств.

Область применения этих и других методов (не связанных с прямолинейной анаморфозой КПД-КВД), в общем случае, определяется условиями математического моделирования МПФС и решения соответствующих прямых и обратных задач подземной гидромеханики (исходными физическими представлениями, математической постановкой задач, предположениями и допущениями при решении задач и получении точных или приближенных аналитических решений и их теоретическом анализе, оценкой точности приближенных решений и т.п.).

Так, применение методов прямолинейной анаморфозы КВД-КПД в случаях сложных МПФС (с различного вида неоднородностями пластов, скин-фактором, влиянием ствола скважины и др.) вызывает определенные трудности и особенности, например, когда процессы изменения давления в пласте описываются сложными основными расчетными формулами и графиками (результатами теоретического решения прямых задач ПГ), исключающими саму возможность прямолинейной анаморфозы кривых изменения давления в возмущающих и реагирующих скважинах.

В таких случаях используется метод сравнения, сопоставления (curve matching - в зарубежной практике) определенным образом преобразованных замеренных КВД-КПД с универсальными (безразмерными, нормализованными) соответствующими теоретическими кривыми, построенными на базе точных решений различных прямых задач ПГ Эти безразмерные универсальные кривые представляются в виде па­леток теоретических кривых (type curves). Сама процедура сопоставления (matching) фактических кривых с универсальными палетками заключается в следующем.

Универсальная кривая, построенная в билогарифмических координатах, наносится на прозрачную пленку (кальку) и накладывается на фактическую кривую - график прослеживания давления (также построенную в билогарифмических координатах, желательно с одинаковым масштабом бумаги в билогарифмических координатах) до возможно полного их совмещения, при обязательном соблюдении взаимной параллельности осей абсцисс и ординат фактического и универсального графиков. Это совпадение указывает на вероятность соответствия фактических данных модели (МПФС), для которой рассчитана данная (совпавшая) универсальная теоретическая кривая, вероятно, из-за неоднозначности решения обратных задач подземной гидродинамики.

Универсальные и эталонные кривые (в отличие от безразмерных универсальных кривых палетки эталонных кри­вых строятся по формулам упругого режима при различных численных значениях параметров пласта, в частности, для пластов с единичными параметрами) используются для обработки КПД-КВД и изменения давления в возмущающих и реагирующих скважинах для различных МПФС. Эти методы достаточно просты и не требуют много времени при наличии банка (каталога) набора палеток. Зарубежные разработчики палеток высылают их по заказам потребителей.

Разработкам и применению универсальных и эта­лонных кривых посвящены многочисленные данные отече­ственных и зарубежных исследователей. Это работы В.Н. Щелкачева (1945 г.), Н.С. Ерофеева и соавторов (1953 г.), С.Г. Каменецкого (1959 г.), Ю.П. Борисова и В.П. Яковлева (1960 г.), С.Н. Бузинова и И.Д. Умрихина (1964 г.) и др., а также Amaud (1960 г.), Papadopulos и соавторов (1967 г.). Cooper и соавторов (1967 г.), Ramey (1970 г.), Agarval и соавторов (1970 г.), Wattenberger и соавторов (1970 г.), McKinley (1971 г.), Gringarten и соавторов (1972 г.), Earlougher и соавторов (1974 г.) и др. Особенно много публикаций на эту тему появилось в последующие годы, часть из них приводится в библиографии.

В плане представления методов применения универсальных кривых при анализе данных ГДИС рассмотрим простейший случай обработки с их помощью данных исследований реагирующих скважин (кривых изменения давления в реагирующих скважинах - гидропрослушивания) [52].

Физическое явление изменения давления в любой точке бесконечного однородного пласта при упругом режиме фильтрации после пуска (остановки) возмущающей скважины с постоянным дебитом q, т.е. в условиях простейшей МПФС, описывается следующей функциональной зависимостью - основной формулой теории упругого ре­жима фильтрации (1.25):

Переход от безразмерного давления и безразмерного времени к соответствующим размерным величинам, измеренным в любой системе единиц измерения, производится простым пересчетом, которым обычно пользуются при переходе от одной системы единиц к другой. Для осуществления этого пересчета необходимо знать пересчетные коэффициенты, связанные с изменением системы единиц измерения величин. Пересчетные коэффициенты определяются из условия постоянства, неизменности численного значения безразмерных параметров.

Обработка начального участка кривой реагирования. Интегральный метод рекомендуется применять не только при обработке кривых реагирования в однородных пластах, но и при обработке кривых реагирования в неоднородных пластах.
Ранее нами [36] был предложен аналитический метод обработки кривых реагирования при произвольном изменении дебита возмущающей скважины.
Рассмотренные выше метода определения параметров пласта по характерным точкам кривых реагирования получены для случая единичного изменения пенима возмущающей скважины, т.е. эти методы справедливы для условий, когда режим в возмущающей скважине в лог.
Чтобы в естественных условиях получить влияние границ пласта на характер кривых реагирования, требуются большие периоды наблюдений.
Изменение давления в реагирующей скв. 416 после остановки и последующего пуска скв. 405. В связи с этим, и учитывая неизбежную погрешность при снятии кривых реагирования, следует ожидать существенную погрешность при определении параметров пласта этим способом.
Разобранные в главе V недостатки присущи методам определения параметров пласта по характерным точкам кривых реагирования, полученным при однократном импульсе. Многократные импульсы увеличивают достоверность характерных точек. К числу многократно-импульсных следует отнести методы исследования пластов и скважин при гармоническом возбуждении пластов.
В специальной литературе описан широкий круг методов обработки результатов исследования взаимодействия скважин ( кривых реагирования) с целью определения осредненных значений параметров пластов е и % в районе исследуемых скважин и оценок некоторых видов неоднород - ностей.
В работе / I / исследуется влияние возможных отличий геометрии потока от плоской на кривые реагирования. С этой целью рассмотрены два крайних случая: плоско-радиальный и сферический приток. В настоящей работе исследуется влияние на кривые реагирования негерметичности цементного кольца в реагирущей скважине. Рассмотрим модельную задачу, имитирующую негерметичность цементного кольца в реагирущей скважине. Пусть в возмущающей и реагирущей скважинах вскрыт один и тот же проплае-ток А, ограниченный сверху и снизу глинистыми экранами.
Интегральный метод рекомендуется применять не только при обработке кривых реагирования в однородных пластах, но и при обработке кривых реагирования в неоднородных пластах.

_____________________________________________________________

Обработка кривой реагирования методом Русских-Ли-Юнь-Шаня

________________________________________________________________

Обработка кривой реагирования методом Бузинова-Умрихина

________________________________________________________________

Гидродинамические исследования механизированного фонда скважин. Определяемые параметры.

____44. Обработка данных исследований нефтяной скважины при установившихся режимах.

Определение фильтрационных параметров пласта методом установившихся отборов (гидродинамические исследования скважин при установившихся режимах) заключаются в измерении значений дебитов и депрессий на установившихся режимах работы скважины. По результатам исследований строится индикаторная диаграмма, по виду которой определяется закон фильтрации. Если индикаторная диаграмма имеет вид кривой линии, выпуклой к оси дебитов, то закон фильтрации нелинейный. Если индикаторная диаграмма имеет вид прямой линии, то закон фильтрации линейный. Обработка прямолинейной индикаторной диаграммы основана на использовании формулы Дюпюи. На прямой линии выбирается произвольная точка, для нее определяются значения дебита и депрессии , по которым определяется коэффициент продуктивности:

По определенному коэффициенту продуктивности можно вычислить значение коэффициента проницаемости:

Обработка нелинейной индикаторной диаграммы может быть выполнена в соответствии с двучленной формулой притока. Для этого уравнение перепишем в виде уравнения: ΔP/Q=A+BQ. Индикаторная диаграмма перестраивается в координатах (ΔP/Q; Q) (рис.). Прямая линия отсекает на оси ординат отрезок А:

По углу наклона прямой определяют коэффициент B=tgα

____________________________________________________________

________________________________________________________________

Особенности гидродинамических исследований нагнетательных скважин.

___ 3. Опишите основные технологии гидродинамических исследований нагнетательных скважин и дайте сравнительный анализ их информативности

Применяются КВД с закрытием на устье,КСД,ИД-КВД,ИД-КСД. КВД на устье.КВД_упредполагают перекрытие притока на ус­тье. Информативность исследования существенно снижена вследствие влия­ния послепритока. Данные исследования возможны только в фонтанирующих скважинах. При исследованиях методом КВД_унаряду с забойным давлением синхронно регистрируются кривые изменения во времени буферного и затруб- ного давлений. Учитывая существенное влияние послепритока, длительность КВД должна быть не менее 3-5 суток.В малопроницаемых коллекторах длительность исследований в 1,5-2 раза дольше . Измерения давления в обязательном порядке сопровождаются данными о предыстории эксплуатации (продолжительности и дебитах циклов предшес­твующей работы) за период, как минимум в 5-10 раз превышающий пери­од исследования.

КСД.Исследования методом КСД предполагают запись кривой изменения дав­ления во времени после пуска скважины на стабильный режим эксплуатации (отбор или закачку) - «КСД-пуск» (рис. 1.4.1.1) или при переводе с одного стабильного режима на другой - «КСД-режим» (рис. 1.4.1.2). При пуске добывающей скважины (расход в этом случае считается положительным) дав­ление в стволе падает, при пуске нагнетательной скважины (расход - отрица­тельный) - давление растет.

Скважина в процессе регистрации КСД должна работать со стабильным расходом не менее 2-3 суток (флуктуации дебита и депрессии должны состав­лять не более 5-10%).

Исследованиям КСД должен предшествовать период простоя или стабиль­ной работы скважины длительностью того же порядка, что и длительность КСД.

В течение всего периода исследований прибор находится в скважине на фиксированной глубине. В добывающей скважине измерения давления про­водятся на забое в максимальной близости к исследуемому пласту. В нагне­тательной скважине возможны измерения вблизи устья, но обязательно ниже уровня воды (в условиях статики).

Рис. 1.4.1.1. Исследование скважины по технологии КСД (пуск скважины). Q - рас­ход; Р - давление (Q₁,P₁ - при пуске добывающей, Q₂,P₂ ~ нагнетательной скважины);

Рис. 1.4.1.2. Исследование скважины по технологии КСД (изменение расхода).

На результаты исследований влияют характеристики: дебит и продолжи­тельность. Учитывается влияние как периода, непосредственно предшествую­щего исследованиям, так и всех предшествующих циклов (предыстория рабо­ты скважины). Поэтому измерения давления в обязательном порядке сопро­вождаются данными о предыстории эксплуатации за период, как минимум в 3-5 раз превышающий период КС Д.

ИД-КСД и ИД-КВД.Наиболее распространенная технология многорежимных ГДИС («ИД- КСД») основана на измерениях в процессе смены стабильных режимов работы скважины (циклы 1-4 на рис. 1.4.2.1.а). Данная технология состоит из регист­рации КСД для каждого режима. Параметры режимов выбирают так, чтобы их отличия друг от друга были наиболее контрастными, а влияние друг на друга - минимально.

Минимальное количество режимов при исследовании методом ИД - 3, оп­тимальное количество режимов - 4-5. Режимы минимального и максимально­го дебита должны отличаться по дебиту в 3-5 раз. Время работы скважины на каждом режиме должно составлять от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от дебита скважины.

Рис. 1.4.2.1. а) Исследования по технологиям ИД-КСД,ИД-КВД: 6) индикаторная диаграмма «давление-расход»: ИД₂ - при влиянии предшествующих циклов; ИД₁ - в отсутствие влияния.

Обычно исследования проводят последовательно, увеличивая дебит от цикла к циклу, а длительность циклов выбирают исходя из условия достиже­ния стабильной работы пласта.

Если затем проводится цикл КВД, данная технология называется «ИД- КВД» (цикл 5 на рис. 1.4.2.1.а).

В идеальном случае, если пласт не меняет своих свойств, а циклы не влияют друг на друга, зависимость давления от расхода (так называемая индикатор­ная диаграмма «ИД») близка к линейной («ИД,» на рис. 1.4.2.1.6).

Характер нелинейности индикаторной диаграммы в отсутствие взаимовли­яния циклов позволяет судить о процессах, интенсивность которых зависит от депрессии на пласт.На каждый режим работы скважины влияют параметры (де­бит, длительность) предшествующих режимов. Вследствие этого индикатор­ная диаграмма приобретает нелинейный вид («ИД₂» на рис. 1.4.2.1.6).

Взаимовлияние можно частично учесть, оптимизируя длительности циклов работы скважины на различных режимах, например соотношенее при изменении дебита от режима к режиму на одинаковую величину длительность каждого последующего режима должна быть меньше предыдущего примерно на 10%.

Радикальный способ - «изохронный метод», т. е. циклы работы скважины разделяют циклами простоя.

При стандартном изохронном исследовании длительность циклов работы выбирают одинаковой (рис. 1.4.2.2). Длительность циклов простоя не лимити­руется. Ее стараются сделать как можно больше, чтобы влияние предшеству­ющих циклов можно было не учитывать.

Рис. 1.4.2.2. Исследования по технологии ИД-КСД, изохронный метод.

;t

Для малопродуктивных более эффективен модифицированный изохронный метод. При его использовании одинаковы длительности всех циклов работы и простоя скважины (рис. 1.4.2.3). В этом влияние циклов друг на друга существенно, но примерно одинаково, что позволяет более успешно проводить совместную обработку данных.

Существует еще одно общее технологическое требование к данным работам - наличие как минимум одного цикла стабильного поведения скважины (КВД, КСД и пр.)

Забойное давление в момент окончания цикла КСД не восстанавливается, но связанная с этим погрешность одинакова для всех циклов КСД

Q

Времена циклов КСД и КВД одинаковы

1* 2 2* 3 3* 4

Рис. 1.4.2.3. Исследования по технологии ИД-КСД, модифицированный изохронный метод.

_____________________________________________________________

Методы оценки эффективности проведения ГТМ. Мгновенная и полная технологическая эффективность.

___________________________________________________________

Виды гидродинамических исследований газовых скважин. Основные отличия обработки результатов от методик для нефтяных и водяных скважин.

________________________________________________________________

Методы исследования скважин могут быть подразделены на следующие виды:

1. Испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины;

2. Испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки:

а) кривых восстановления давления во время остановки скважины;

б) кривых перераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье;

в) кривых перераспределения забойного давления при постоянном дебите газа.