Файл: 5. Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 140
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
R, определяемый по формуле:
(5.27)
где kпл, kпр проницаемости пласта и призабойной зоны; Rпр, Rс радиусы загрязнения призабойной зоны и скважины; С коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта.
На практике формы КВД в газовых скважинах искажаются под влиянием различных факторов. К ним относятся:
– приток газа после закрытия скважины;
– допущения, принятые для решения исходного дифференциального уравнения;
– неоднородность пористой среды по толщине и площади, неизотермичность процесса восстановления давления;
– технологические процессы до остановки скважины;
– изменение параметров газа и пористой среды от давления и температуры.
Естественно, что в основном на форму КВД одновременно оказывают влияние почти все факторы. Однако имеется ряд факторов, влияния которых можно избежать, если заранее составить обоснованную программу исследовательских работ.
Рисунок 5.1 – Различные формы КВД, полученные в результате влияния неоднородности пласта, технологических факторов и изменения свойств пористой среды и газа.
Различные формы искаженных кривых восстановления давления показаны на рисунке 5.1. В целом эти кривые можно разделить на три категории, т.е. кривые у которых искажены только начальные участки или конечные участки, а также кривые, у которых искажены и начальные и конечные участки.
Начальные участки кривых восстановления давления искажаются из-за: продувки скважин перед снятием кривой восстановления давления с большой депрессией на пласт; притока газа к скважине после ее закрытия; в результате загрязнения или очищения призабойной зоны по сравнению с параметрами пласта за пределами призабойной зоны; многопластовости залежи с различными параметрами.
Конечные участки кривых восстановления давления искажаются под влиянием: резкого ухудшения параметров или выклинивания основного пласта; остывания ствола скважины после остановки и сильного снижения температуры газа на месторождениях с высокой пластовой температурой; перераспределения давления в затрубном и трубном пространствах при наличии столба жидкости в стволе скважины и др.
Совокупность влияния всех факторов одновременно приводит к искажению как начального, так и конечного участка. Искажение формы кривых восстановления давления происходит и в процессе разработки месторождения. Например кривые, имеющие неискаженную форму в начале разработки, искажаются со временем. В результате выпадение, накопление в призабойной зоне и частичный вынос конденсата из этой зоны. Перед обработкой кривых восстановления давления исследователь должен ознакомиться с характеристикой залежи, хронологией исследования данной скважины и отдать предпочтение той или иной методике, учитывающей ожидаемые изменения параметров. Ниже изложен характер влияния отдельных факторов на форму КВД.
Приток газа к скважине после ее закрытия на устье искажает начальный участок КВД, обработанной в координатах P2з(t) от lgt. При этом КВД имеет вид, показанный на рисунке 5.1а. Аналогичное искажение начального участка КВД вызывает и нарушение линейного закона фильтрации газа в призабойной зоне.
При значительном отклонении параметров призабойной зоны от параметров пласта, что может иметь место в результате загрязнения или очищения призабойной зоны в процессах вскрытия пласта и эксплуатации скважины, а также в результате проведения работ по интенсификации или ремонту скважин, начальный участок КВД может отклоняться вверх или вниз. Если параметры призабойной зоны лучше параметров пласта, то начальный участок КВД отклоняется вверх, а если параметры пласта лучше параметров призабойной зоны, то начальный участок искривляется вниз (см. рисунок 5.1б). Если искривление начального участка вниз связано с притоком газа после закрытия скважины, то обработкой КВД с учетом притока можно выпрямить это искривление. Если учет притока не выпрямляет этот участок, то это означает, что на начальный участок влияют и другие факторы.
В ряде случаев при закрытии скважины на снятие КВД допускают запаздывания, т.е. отсчет времени на восстановление давления начинают раньше, чем закрывается скважина. Форма КВД с запаздыванием закрытия показана на
рисунке 5.1в. Время запаздывания t0 может быть определено путем построения КВД в координатах P2з(t) от lg t и проведением прямой от точки со значением Р2з0 параллельно оси абсцисс. Точка пересечения КВД с этой прямой будет соответствовать началу закрытия скважины. В этом случае коэффициент α определяется как отрезок, отсекаемый на оси P2з(t). При этом ось P2з(t) перемещается вправо на величину lg t0, т.е. новая ордината проводится через точку lg t0 параллельно ординате, проведенной от начала координат.
Если КВД снята по замерам на устье фонтанных труб или эксплуатационной колонны, по которым работала до остановки скважина, то первые точки КВД могут оказаться ниже, чем начальное забойное давление. Начальный участок таких КВД характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки скважины перед закрытием с большим дебитом. Форма таких КВД показана на рисунке 5.1г.
Если в зоне дренирования скважины имеются низкопроницаемые или непроницаемые пласты ограниченных размеров, то КВД имеет форму, показанную нарисунке 5.1ж.Характерной особенностью таких КВД является наличие двух параллельных участков с одинаковыми уклонами начального и конечного участков КВД. Между этими участками может находиться еще прямая с уклоном, в 2 раза превышающим уклоны начального и конечного участков. Используя эту КВД, по формуле (5.10) можно определить расстояние до ближайшей точки экрана.
Форма конечных участков КВД зависит от числа и конфигурации экранов, методики обработки КВД, учета неизотермичности процесса восстановления давления при снятии КВД по устьевым замерам и т.д. (см. рисунок 5.1дк).
Если пласт состоит из двух частей с разными коллекторскими свойствами и имеет гидродинамическую связь, то на КВД выделяются два прямолинейных участка. При этом если проницаемость второй части k2 больше проницаемости первой части k1, то уклон второго участка меньше уклона первого, а если k21, то уклон второго участка больше уклона первого. Отклонения уклонов имеют следующую зависимость:
(5.28)
В предельном случае, когда k2=0, из формулы следует, что β2/β1=2.
Конечные участки КВД искажаются и за счет влияния условий на границах пласта. Так, например, при обработке КВД методом Хорнера в случае применимости модели “бесконечного” пласта конечный участок КВД должен лежать на прямой, по которой определяется пластовое давление. Такая обработка показана на рисунке 5.4л.
Если скважина расположена в ограниченном пласте и граница пласта сказывается на результатах исследования, то конечный участок КВД искривляется вниз от прямой, по которой определяются параметры пласта (см. рисунок 5.4е).
5.4 Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления
5.4.1 Приток газа к скважине после ее закрытия
Обработка кривых восстановления давления требует знания дебита и забойного давления перед закрытием в момент времени t=0. Закрытие скважины на устье происходит либо мгновенно современными задвижками, либо медленным сужением проходного сечения для газа в скважинах, оборудованных задвижками старой конструкции. В обоих случаях, когда скважина на устье уже закрыта, на забое продолжается поступление газа в ее ствол. Учет влияния притока газа после закрытия скважины различными методами, среди которых сравнительно простым является дифференциальный метод.
I. Учет количества газа, поступающего в скважину, в которой нет фонтанных труб (или затрубного пространства, т.е. когда это пространство запакеровано), после ее закрытия.
В процессе восстановления давление и температура газа по стволу скважины меняются. При определении объема поступившего газа допускается, что в стволе скважины к каждому моменту времени коэффициент сверхсжимаемости Z может быть заменен его средним значением Zcp, соответствующим Рср(t) и Tср(t).
Если КВД снята на забое, а не на устье, то необходимость фиксирования изменения температуры газа в процессе восстановления давления отпадает.
Объем газа, поступившего в ствол скважины после ее закрытия, определяется приближенно по формуле:
(5.29)
если
– объем ствола скважины. С точностью до 1,5% среднее текущее давление в стволе может быть определено по формуле:
(5.30)
где Pз(t), Py(t) – соответственно забойное и устьевое давления в момент времени t. Средняя температура во времени определяется по формуле:
(5.31)
где Tз(t), Ty(t) – соответственно температуры на забое и на глубине нейтрального слоя в момент времени t.
Если принять Zcp(t)Tcp(t)≈Zcp(t=0)Tcp(t=0), то объем газа, поступающего в ствол скважины, будет:
(5.32)
где Zcp(t=0), Tcp(t=0) – соответственно Zcp и Тср перед закрытием скважины.
Дебит скважины Q(t) после ее закрытия в первый момент времени tприближенно может быть определен по формуле:
(5.33)
где
, 
– средние по стволу скважины давления, определяемые по формуле (5.30), в момент времени t1 и t2. При расчетах Q(t) чем меньше будут интервалы времени ti+1–ti тем точнее будет определяться дебит скважины во времени после закрытия.
II. Учет количества газа, поступающего в скважину при наличии в ней фонтанных труб. Расчет количества газа, поступающего в скважину с фонтанными трубами, идентичен методике определения его без фонтанных труб. Разница между этими вариантами состоит в необходимости учета объема фонтанных труб, спущенных в скважину.
Если в скважину спущены фонтанные трубы и движение газа происходит по ним, то вследствие разности давлений в трубном и затрубном пространствах объем газа v(t) будет определяться формулой:
(5.34)
где Ωз, Ωт – объемы затрубного и трубного пространств. Дебит скважины в рассматриваемом случае:
(5.35)
Значения v(t) и Q(t), полученные выше при наличии и отсутствии в скважине фонтанных труб, используются при обработке КВД с учетом притока газа к скважине после ее закрытия.
Согласно дифференциальному методу учета притока газа после закрытия скважины, КВД обрабатывается по формуле:
(5.36)
где
; 
(5.37)
Значения V(t) и Q(t)определяются по формулам (5.32) и (5.33) или (5.34) и (5.46).
5.4.2 Учет неизотермичности процесса восстановления давления
(5.27)где kпл, kпр проницаемости пласта и призабойной зоны; Rпр, Rс радиусы загрязнения призабойной зоны и скважины; С коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта.
На практике формы КВД в газовых скважинах искажаются под влиянием различных факторов. К ним относятся:
– приток газа после закрытия скважины;
– допущения, принятые для решения исходного дифференциального уравнения;
– неоднородность пористой среды по толщине и площади, неизотермичность процесса восстановления давления;
– технологические процессы до остановки скважины;
– изменение параметров газа и пористой среды от давления и температуры.
Естественно, что в основном на форму КВД одновременно оказывают влияние почти все факторы. Однако имеется ряд факторов, влияния которых можно избежать, если заранее составить обоснованную программу исследовательских работ.
Рисунок 5.1 – Различные формы КВД, полученные в результате влияния неоднородности пласта, технологических факторов и изменения свойств пористой среды и газа.
Различные формы искаженных кривых восстановления давления показаны на рисунке 5.1. В целом эти кривые можно разделить на три категории, т.е. кривые у которых искажены только начальные участки или конечные участки, а также кривые, у которых искажены и начальные и конечные участки.
Начальные участки кривых восстановления давления искажаются из-за: продувки скважин перед снятием кривой восстановления давления с большой депрессией на пласт; притока газа к скважине после ее закрытия; в результате загрязнения или очищения призабойной зоны по сравнению с параметрами пласта за пределами призабойной зоны; многопластовости залежи с различными параметрами.
Конечные участки кривых восстановления давления искажаются под влиянием: резкого ухудшения параметров или выклинивания основного пласта; остывания ствола скважины после остановки и сильного снижения температуры газа на месторождениях с высокой пластовой температурой; перераспределения давления в затрубном и трубном пространствах при наличии столба жидкости в стволе скважины и др.
Совокупность влияния всех факторов одновременно приводит к искажению как начального, так и конечного участка. Искажение формы кривых восстановления давления происходит и в процессе разработки месторождения. Например кривые, имеющие неискаженную форму в начале разработки, искажаются со временем. В результате выпадение, накопление в призабойной зоне и частичный вынос конденсата из этой зоны. Перед обработкой кривых восстановления давления исследователь должен ознакомиться с характеристикой залежи, хронологией исследования данной скважины и отдать предпочтение той или иной методике, учитывающей ожидаемые изменения параметров. Ниже изложен характер влияния отдельных факторов на форму КВД.
Приток газа к скважине после ее закрытия на устье искажает начальный участок КВД, обработанной в координатах P2з(t) от lgt. При этом КВД имеет вид, показанный на рисунке 5.1а. Аналогичное искажение начального участка КВД вызывает и нарушение линейного закона фильтрации газа в призабойной зоне.
При значительном отклонении параметров призабойной зоны от параметров пласта, что может иметь место в результате загрязнения или очищения призабойной зоны в процессах вскрытия пласта и эксплуатации скважины, а также в результате проведения работ по интенсификации или ремонту скважин, начальный участок КВД может отклоняться вверх или вниз. Если параметры призабойной зоны лучше параметров пласта, то начальный участок КВД отклоняется вверх, а если параметры пласта лучше параметров призабойной зоны, то начальный участок искривляется вниз (см. рисунок 5.1б). Если искривление начального участка вниз связано с притоком газа после закрытия скважины, то обработкой КВД с учетом притока можно выпрямить это искривление. Если учет притока не выпрямляет этот участок, то это означает, что на начальный участок влияют и другие факторы.
В ряде случаев при закрытии скважины на снятие КВД допускают запаздывания, т.е. отсчет времени на восстановление давления начинают раньше, чем закрывается скважина. Форма КВД с запаздыванием закрытия показана на
рисунке 5.1в. Время запаздывания t0 может быть определено путем построения КВД в координатах P2з(t) от lg t и проведением прямой от точки со значением Р2з0 параллельно оси абсцисс. Точка пересечения КВД с этой прямой будет соответствовать началу закрытия скважины. В этом случае коэффициент α определяется как отрезок, отсекаемый на оси P2з(t). При этом ось P2з(t) перемещается вправо на величину lg t0, т.е. новая ордината проводится через точку lg t0 параллельно ординате, проведенной от начала координат.
Если КВД снята по замерам на устье фонтанных труб или эксплуатационной колонны, по которым работала до остановки скважина, то первые точки КВД могут оказаться ниже, чем начальное забойное давление. Начальный участок таких КВД характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки скважины перед закрытием с большим дебитом. Форма таких КВД показана на рисунке 5.1г.
Если в зоне дренирования скважины имеются низкопроницаемые или непроницаемые пласты ограниченных размеров, то КВД имеет форму, показанную нарисунке 5.1ж.Характерной особенностью таких КВД является наличие двух параллельных участков с одинаковыми уклонами начального и конечного участков КВД. Между этими участками может находиться еще прямая с уклоном, в 2 раза превышающим уклоны начального и конечного участков. Используя эту КВД, по формуле (5.10) можно определить расстояние до ближайшей точки экрана.
Форма конечных участков КВД зависит от числа и конфигурации экранов, методики обработки КВД, учета неизотермичности процесса восстановления давления при снятии КВД по устьевым замерам и т.д. (см. рисунок 5.1дк).
Если пласт состоит из двух частей с разными коллекторскими свойствами и имеет гидродинамическую связь, то на КВД выделяются два прямолинейных участка. При этом если проницаемость второй части k2 больше проницаемости первой части k1, то уклон второго участка меньше уклона первого, а если k2
(5.28)В предельном случае, когда k2=0, из формулы следует, что β2/β1=2.
Конечные участки КВД искажаются и за счет влияния условий на границах пласта. Так, например, при обработке КВД методом Хорнера в случае применимости модели “бесконечного” пласта конечный участок КВД должен лежать на прямой, по которой определяется пластовое давление. Такая обработка показана на рисунке 5.4л.
Если скважина расположена в ограниченном пласте и граница пласта сказывается на результатах исследования, то конечный участок КВД искривляется вниз от прямой, по которой определяются параметры пласта (см. рисунок 5.4е).
1 2 3 4 5 6
5.4 Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления
5.4.1 Приток газа к скважине после ее закрытия
Обработка кривых восстановления давления требует знания дебита и забойного давления перед закрытием в момент времени t=0. Закрытие скважины на устье происходит либо мгновенно современными задвижками, либо медленным сужением проходного сечения для газа в скважинах, оборудованных задвижками старой конструкции. В обоих случаях, когда скважина на устье уже закрыта, на забое продолжается поступление газа в ее ствол. Учет влияния притока газа после закрытия скважины различными методами, среди которых сравнительно простым является дифференциальный метод.
I. Учет количества газа, поступающего в скважину, в которой нет фонтанных труб (или затрубного пространства, т.е. когда это пространство запакеровано), после ее закрытия.
В процессе восстановления давление и температура газа по стволу скважины меняются. При определении объема поступившего газа допускается, что в стволе скважины к каждому моменту времени коэффициент сверхсжимаемости Z может быть заменен его средним значением Zcp, соответствующим Рср(t) и Tср(t).
Если КВД снята на забое, а не на устье, то необходимость фиксирования изменения температуры газа в процессе восстановления давления отпадает.
Объем газа, поступившего в ствол скважины после ее закрытия, определяется приближенно по формуле:
(5.29)если
– объем ствола скважины. С точностью до 1,5% среднее текущее давление в стволе может быть определено по формуле: (5.30)где Pз(t), Py(t) – соответственно забойное и устьевое давления в момент времени t. Средняя температура во времени определяется по формуле:
(5.31)где Tз(t), Ty(t) – соответственно температуры на забое и на глубине нейтрального слоя в момент времени t.
Если принять Zcp(t)Tcp(t)≈Zcp(t=0)Tcp(t=0), то объем газа, поступающего в ствол скважины, будет:
(5.32)где Zcp(t=0), Tcp(t=0) – соответственно Zcp и Тср перед закрытием скважины.
Дебит скважины Q(t) после ее закрытия в первый момент времени tприближенно может быть определен по формуле:
(5.33)где
, – средние по стволу скважины давления, определяемые по формуле (5.30), в момент времени t1 и t2. При расчетах Q(t) чем меньше будут интервалы времени ti+1–ti тем точнее будет определяться дебит скважины во времени после закрытия.II. Учет количества газа, поступающего в скважину при наличии в ней фонтанных труб. Расчет количества газа, поступающего в скважину с фонтанными трубами, идентичен методике определения его без фонтанных труб. Разница между этими вариантами состоит в необходимости учета объема фонтанных труб, спущенных в скважину.
Если в скважину спущены фонтанные трубы и движение газа происходит по ним, то вследствие разности давлений в трубном и затрубном пространствах объем газа v(t) будет определяться формулой:
(5.34)где Ωз, Ωт – объемы затрубного и трубного пространств. Дебит скважины в рассматриваемом случае:
(5.35)Значения v(t) и Q(t), полученные выше при наличии и отсутствии в скважине фонтанных труб, используются при обработке КВД с учетом притока газа к скважине после ее закрытия.
Согласно дифференциальному методу учета притока газа после закрытия скважины, КВД обрабатывается по формуле:
(5.36)где
; (5.37)Значения V(t) и Q(t)определяются по формулам (5.32) и (5.33) или (5.34) и (5.46).
5.4.2 Учет неизотермичности процесса восстановления давления