Лекция № 19 Исследования скважин на нестационарных режимах – подготовка скважины к исследованиям; технология проведения исследований; обработка результатов исследований

Нестационарные методы исследования газовых скважин основаны на законах перераспределения давления при запуске их в работу и после их остановки, что в конечном итоге позволяет определять фильтрационные и ёмкостные свойства продуктивных коллекторов, в частности, проводимость, пьезопроводность, проницаемость, пористость, неоднородность продуктивного пласта и т.п. Следует отметить, что характер и темп перераспределения давления в продуктивном пласте в значительной степени определяется свойствами пластового флюида (природного газа) и физико-литологическими свойствами горной породы.

При распределении давления для получения аналитической зависимости давления от параметров пласта, вводится предположение, о том что, скважина расположена в центре круговой залежи конечного или "бесконечного" размера с постоянной толщиной, пористостью, проницаемостью. Если же пласт конечных размеров, то до достижения контура питания условия на нем не влияют на работу скважины. При достижении контура питания распределения давления, начинается общее истощение залежи.

Нестационарный процесс перераспределения давления, т.е. его изменение по радиусу и во времени после остановки газовой скважины и изменение давления и дебита после её пуска, наблюдается в случае, когда работающую скважину закрывают или остановленную скважину запускают в эксплуатацию. Эти процессы принято называть процессами восстановления и стабилизации давления и дебита. Таким образом, нестационарные процессы, позволяющие определять параметры газоносного пласта, можно подразделить на:

- снятие изменения давления во времени после остановки скважины, т.е. снятие кривой восстановления давления;

- снятие изменения давления и дебита после пуска газовой скважины в эксплуатацию, т.е. снятие кривых стабилизации давления и дебита.

Для проведения исследований на нестационарных режимах (по КВД) скважину подключают к газопроводу или на факел (если скважина перед этим была закрыта), и фиксируют изменения на головке, в затрубном пространстве и её дебит. После стабилизации скважина закрывается, и снимают КВД на головке и в затрубном пространстве.

Обработку данных согласно теории неустановившегося притока газа к единичной скважине, вскрывающей бесконечный, однородный, постоянной толщины пласт, проводят по уравнению вида

, (1)

где Р_С0 – давление на забое до остановки скважины, МПа;

q – дебит газовой скважины до её остановки, МПа.

Р_С(t) можно представить в виде (для случая, когда время работы скважины Т до снятия КВД на много больше времени, необходимого для восстановления давления, t (Т≥20·t)

, (2)

, (3)

. (4)

Далее по уравнению (2) и по известным значениям Р_с²(t) и t определяется гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта по уравнениям вида:

(5)

, (6)

Здесь r_Спр – приведенный радиус скважины, .

На рисунке 1 приведен типичный вид КВД.

Рисунок 1. Кривая восстановления давления

В таблице 1 приведены значения коэффициентов несовершенства по степени вскрытия.

Для определения параметров пласта используют конечный участок КВД, который продолжается влево до пересечения с осью координат. Так как данные замеров имеют различные отклонения от прямолинейного участка, то визуально его начало затруднительно выделить.

Таблица 1. Значение коэффициента несовершенства по степени вскрытия (С₁)

	=hв/h
0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9
0,1	63,774	31,462	18,799	12,345	8,291	5,485	3,455	1,957	0,788
0,5	46,433	22,202	13,276	8,603	5,747	3,824	2,438	1,388	0,573
1,0	41,572	20,408	12,444	8,163	5,477	3,628	2,286	1,276	0,513
3,0	32,424	16,376	10,049	6,622	4,450	2,943	1,846	1,023	0,400
5,0	28,012	14,348	8,853	5,869	3,944	2,609	1,626	0,897	0,346
7,0	24,462	12,832	8,102	5,358	3,574	2,382	1,488	0,802	0,302
9,0	23,351	12,257	7,670	5,098	3,432	2,266	1,409	0,766	0,288
10,0	22,339	11,727	7,383	4,864	3,294	2,162	1,356	0,733	0,276

Для решения этой задачи следует постепенно отбрасывать начальные точки КВД с одновременным расчётом коэффициентов α и β коэффициента парной корреляции R, характеризующего тесноту линейной связи между ΔР² и lg t. Когда значение R достигнет наибольшего значения, это и будет моментом начала прямолинейного участка. Значение коэффициентов α, β и R рассчитывают по методу наименьших квадратов:

; (7)

; (8)

. (9)

В уравнениях (7) – (9) суммирование производится от 1 до J, где J – число оставшихся на КВД точек (N – общее число замеров, N - 1 – число отброшенных точек начального участка КВД, характеризующего заполнение скважин газом).