Влияние различных факторов на форму КВД

Давления

Технология снятия кривых восстановления

Перед проведением исследований на нестационарных режимах скважину подключают к газопроводу или к линии испытания с выпуском газа в атмосферу. При этом фиксируется изменение давления на устье скважины, а так же давление и температура на ДИКТ и буфере. Если перед началом испытаний скважина не работала, то следует её запустить в работу, фиксируя процесс стабилизации давления на забое или устье, дебит скважины во времени. Следует отметить, что указанные ранее величины были полностью стабилизированы, так как эти значения являются исходными при определении стабилизированных значений забойного давления и дебита. По завершению регламентных работ скважину закрывают и фиксируют изменение давления на забое или устье газовой скважины, температуры (по возможности затрубное давление). При снятии величин забойного давления с помощью дистанционных приборов во времени, измерение температуры после закрытия скважины необязательно. При пластовых температурах более 323 К регистрация изменения температуры по стволу скважины обязательна, поскольку она оказывает влияние на характер кривой восстановления давления, снятой на устье скважины. Следует добавить, что если разница между забойной и устьевой температурой в процессе работы скважины не более 10 ⁰С, то эти изменения в ходе восстановления давления на устье скважины не оказывают влияние на форму КВД и полученная кривая поддается обработке.

Снятие КВД на забое скважины является наиболее предпочтительным, особенно в высокодебитных скважинах с высокой пластовой температурой при небольших депрессиях на продуктивный пласт. Обязательными являются глубинные измерения при снятии КВД в газонефтяных скважинах.

Применение в настоящее время методики обработки КВД в основном для условий мгновенного закрытия скважины, работающей в однородном пласте при стационарном распределении давления до остановки и изотермическом процессе восстановлении давления. В реальных скважинах эти условия невыполнимы.

Изменение величины α во времени или после проведения ремонтно-профилактических работ свидетельствует о процессах загрязнения или очищении призабойной зоны скважин. Рост этого параметра за прошедшее время свидетельствует об ухудшении параметров ПЗП, а его уменьшение – об улучшении параметров ПЗП.

На основании результатов исследования скважины на нестационарных режимах определяется параметр т.н. ''скин-эффект'' С₁

(10)

где С – коэффициент несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия;

к₁,к– коэффициенты проницаемости призабойной зоны и за её пределами.

Абсолютная величина C₁ характеризует качество призабойной зоны пласта: если С₁ > 0, то это говорит о плохом состоянии вскрытия. Для того чтобы C₁ ≤ 0, необходимо проведение работ по интенсификации притока газа к скважине. Появление С₁ говорит о том, что общепринятая форма КВД будет искажена.

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 по 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 всесторонне обоснованную программу исследовательских работ. Ниже рассмотрены возможности избежания влияния различных групп факторов.

1. Избежать притока газа к скважине после её закрытия невозможно, так как это равносильно закрытию скважины на забое в интервале притока газа к стволу. В результате незначительного влияния притока газа после закрытия скважины его учёт в большинстве случаев не устраняет искаженность кривой восстановления давления.

2. Невозможно избежать допущения, принятого при решении исходного дифференциального уравнения нестационарной изотермической фильтрации газа при линейном законе сопротивления.

Схематизация задачи для получения математической зависимости между отдельными параметрами, входящими в уравнение, с сохранением физической сущности процессов, происходящих при фильтрации газа в пористой среде, обусловлена природой. Неточности решения уравнения фильтрации связаны как со схематизацией задачи, так и с математическими методами его решения. Различные методы решения для одинаковых схематизации граничных и начальных условий дают весьма близкие результаты, и поэтому при обработке результатов испытания используются, как правило, наиболее простые методы. Если скважина окружена соседними работающими скважинами, то использование формулы для "бесконечного" пласта для обработки результатов испытания приводит к искажению формы КВД. Факторы, связанные с неоднородностью пласта по толщине и по площади, могут быть учтены (их исключить невозможно) частично в более строгой постановке, а частично приближенно. Есть приближенные аналитические решения задачи, учитывающие изменчивость параметров пласта по площади, а также численные и аналоговые решения, принимающие во внимание изменение параметров пластов по толщине.

4. Факторы, связанные с технологией снятия кривых восстановления давления:

- точность измерения и расчёта забойных давлений во времени;

- правильная фиксация момента закрытия скважины, продувка скважины на больших дебитах (депрессиях на пласт) перед закрытием для снятия кривой восстановления давления;

- продолжительность работы скважины перед закрытием на одном или нескольких часто сменяющихся режимах и другие - могут быть заранее исключены.

Но при снятии КВД в скважине, только что вышедшей из бурения, или после окончания ремонтных работ и её продувки на больших дебитах для очистки забоя от жидких и твердых примесей и при исследовании с испытателем на трубах, исключить технологический фактор невозможно.

5. Факторы, связанные с изменением параметров газа и пористой среды, могут быть учтены и в стадии решения основного дифференциального уравнения, и при обработке данных исследования по имеющимся формулам.

Различные формы искаженных кривых восстановления давления показаны на рисунке 2. В целом эти кривые можно разделить на три категории:

1) кривые, у которых искажены начальные участки;

2) кривые, у которых искажены конечные участки;

3) кривые, у которых искажены и начальные и конечные участки.

К наиболее часто встречаемым факторам, искажающим начальные участки кривых восстановления давления, относятся:

- продувка скважин перед снятием кривой восстановления давления;

приток газа к скважине после её закрытия; степень загрязнения или очищения призабойной зоны по сравнению с параметрами основного пласта;

- многопластовость залежи с различными параметрами.

Конечные участки кривых восстановления давления искажаются под влиянием следующих факторов:

- резкое ухудшение параметров или выклинивание основного пласта;

- остывание ствола скважины после остановки и сильное снижение температуры газа на месторождениях с высокой пластовой температурой;

- перераспределение давления в затрубном и трубном пространстве 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 КВД происходит и в процессе разработки месторождения. Очень часто кривые, имеющие неискаженную форму в начале разработки, искажаются со временем. Одной из причин, приводящей к искажению формы КВД, является выпадение, накопление и частичный вынос конденсата в призабойной зоне. Причиной искажения кривой является и увеличение или уменьшение проницаемости призабойной зоны в результате снижения пластового давления в процессе разработки месторождения. Характер изменения проницаемости призабойной зоны в процессе разработки зависит от типа пород, в частности от того, какой коллектор - терригенный или трещиноватый, устойчивый или рыхлый, высокопроницаемый или нет и т.д. Перед обработкой кривых восстановления давления интерпретатор-исследователь должен ознакомиться с характеристикой залежи, хронологией исследования данной скважины и отдать предпочтение той или иной методике, учитывающей ожидаемые изменения параметров, входящих в формулу обработки.

Необходимо отметить, что по форме КВД можно определять и тип коллектора – трещиноватый, трещиновато-пористый и прочее. Тип коллектора определяется путём обработки КВД в координатах от t. На рисунке 3 приведены типичные формы КВД полученных в результате

исследования скважин на нестационарных режимах в скважинах, вскрывших трещиноватые и трещиновато-пористые коллектора.

Рисунок 2. Формы КВД, в зависимости от влияния неоднородности пласта, технологических факторов и изменения свойств пористой среды и газа:

Условные обозначения.

Номер вида КВД	Причина искажения формы КВД
а	- приток газа после закрытия скважины; - нарушение линейного закона фильтрации
б	Ухудшение (начальный участок отклоняется вниз) или улучшение (начальный участок отклоняется вверх) состояния ПЗП
в	запаздывание закрытия скважины, т.е опережающий отсчёт времени
г	при снятии замера КВД на устье фонтанных труб или эксплуатационной колонны, в случае работы скважины по ним перед остановкой, либо после продувки высокодебитной скважины перед её закрытием
е	скважина расположена в ограниченном пласте, т.е. граница пласта оказывает влияние на конечный участок КВД
ж	В зоне дренирования скважины присутствуют низкопроницаемые или непроницаемые пласты, ограниченных размеров.
д-к	Форма конечного участка зависит от числа и конфигурации экранов, методики обработки, учёта неизотермичности процесса ВД З, И – угол 1 - β1; угол 2 – β2; угол 3 – β3; И – угол 1 - β1, К2/К1>1; угол 2 – β2 , К2/К1<1
л	Форма конечного участка КВД зависит от влияния условий на границах пласта (обработка КВД методом Хорнера для бесконечного пласта)

В чисто трещиноватом пласте КВД представляет собой прямую линию под некоторым углом к оси времени, значение которого зависит от фильтрационных свойств пласта (рисунок 3 а).

Рисунок 3. Формы КВД определяемые обработкой в координатах от t для оценки трещиноватости и неоднородности продуктивного газоносного пласта

В неоднородном трещиноватом пласте КВД представлена в виде ломаной линии, углы наклона линий и точки перелома зависят от параметров неоднородных участков и расстояния от участка с одним параметром до участка с другим параметром (рисунок 3 б)

При ухудшенной характеристике ПЗП трещиноватого пласта форма КВД имеет начальный вогнутый участок с выпуклостью в сторону оси времени, и чем позже КВД выходит на прямую, тем значительней зона с ухудшенными параметрами (рисунок 3 в).

Обработка КВД для трещиновато-пористых пластов по зависимостям для пласта с конечными размерами, представляется кривой с выпуклостью к оси времени t (рисунок 3 г).

При ухудшенной характеристике ПЗП трещиновато пористого пласта КВД имеет на начальном участке выпуклость к оси времени t, а осевая часть - выпуклостью от оси времени t (рисунок 3 д).