8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Определение параметров пласта по данным исследования скважин


Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании скважин и пластов

Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой нефтяных и газо­вых месторождений, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, коэффициент гидропровод-ности, подвижности, пьезопроводности и др.

Коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту.

к=о/(р„-рз,б) (6.16)

Размерность К зависит от выбранных размерностей Q: т/(сут-МПа) или м^сут-МПа). Данный коэф­фициент характеризует количество добываемой жидкости при изменении перепада давления на одну единицу.

Коэффициент гидропроводности пласта:

e=k.h/u (6.17)

его размерность м^Па-с). данный коэффициент характеризует гидропроводимость пласта в зависи­мости от значения проницаемости, толщины пласта и вязкости добываемой жидкости.

Коэффициент подвижности:

х=к/ц (6.18)

данный коэффициент характеризует гидравлические свойства пласта и имеет размерность м2 /(Па-с).

Коэффициенты продуктивности скважин и гидропроводности пласта находятся в прямой зависимости:

(6.19)

Коэффициент пьезопроводности пласта % характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления), вызываемых изменением режима эксплуатации скважин. Чем больше х, тем меньше при равных условиях время, в течение которого давление в точке наблюдения изменится вследствие изме­нения давления в другой скважине. Поэтому пьезопроводность характеризует скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима. Для однородного пласта коэффициент пьезопроводности:

(6.20)

где рж и Be - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта, МПа'; m - эффектив­ная пористость; р - коэффициент упругоемкости пласта, МПа"1.

Размерность % при этом м2/c. для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, пьезопровод­ность изменяется в широком диапазоне (от 10'2 до 102 м^с).



Гидродинамическое совершенство отдельной скважины характеризуется ее приведенным радиусом Гпр и коэффициентом гидродинамического совершенства (р.

(6.21)

Все эти параметры рассчитываются при обработке данных исследования пласта методом восстанов­ления давления или методом установившихся отборов.

Исследование нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины исследуют так же, как и добывающие при установившихся и неустановившихся режимах.

Рис. 6.4 Индикаторная кривая при нагнетании воды.

Принципиальное отличие исследований заключается в том, что для построения ин­дикаторной кривой и кривой восстановления давления чаще используют измерения давле­ния на устье скважины. Еще одной особенностью является то, что индикаторные кривые для нагнетательных скважин имеют вид, показанный на рис. 7.4. Такая форма индикатор­ной кривой обуславливается тем, что при возрастании репрессии на пласт происходит рас­крытие трещин в пласте и, соответственно, увеличение продуктивности скважины.

При обработке таких кривых с целью определения коэффициента продуктивности пользуются уравнением:

0=Ко-(Рззбн-Рпл)" (6.22) где Рзабн - давление на забое нагнетательной скважины; Рпл - пластовое давление;

Ко - коэффициент приемистости. В данном случае показатель фильтрациип в формуле 7.22 больше единицы, п и Ко определяют по фактическим результатам закачки воды.

megaobuchalka.ru

6. Определение коллекторских свойств пласта по данным исследования скважин при упругом режиме

Методы исследования пластов и скважин, основанные на изучении неустановившихся процессов изменения забойного давления в возмущающих и реагирующих скважинах, тесно связаны с теорией упругого режима. После пуска или остановки скважины на ее забое и в окружающих реагирующих скважинах возникают (в условиях упругого режима) длительные процессы перераспределения давления. При помощи самопишущих скважинных манометров можно записать повышение или понижение давления и построить график изменения забойного давления, с течением времени – кривую восстановления давления (КВД).

Чаще всего при гидродинамическом исследовании скважины наблюдают (измеряют) восстановление забойного давления после остановки скважины, ранее продолжительное время работавшей с постоянным дебитом Q.

Очевидно, что коллекторские свойства пласта влияют на форму графиков восстановления забойного давления , поэтому по форме КВД можно определить коллекторские свойства пласта – его проницаемость и пьезопроводность.

Для упрощения обработки КВД прибегают к преобразованию графиков восстановления давления, изменяя их криволинейную форму в прямолинейную.

Наиболее распространенный метод определения коллекторских свойств пласта по данным о восстановлении забойного давления в остановленных скважинах – метод построения преобразованного графика восстановления забойного давления в полулогарифмических координатах ( lg t), имеющего форму прямой. Прямолинейную зависимость  от lg t установить несложно.

На основании основной формулы теории упругого режима (7.37) можно получить следующую зависимость между изменением забойного давления С и временем t с момента пуска скважины в эксплуатацию с постоянным дебитом Q.

Последнее выражение можно представить в виде

, (7.43)

или

, (7.44)

где

(7.45)

Как видно из формул (7.43) и (7.44) изменение (снижение) забойного давления в пущенной с постоянным дебитом Q скважине оказывается линейной функцией логарифма времени. Следовательно, эти формулы можно рассматривать как уравнение графика изменения забойного давления после пуска скважины в эксплуатацию.

Рассмотрим теперь кривую восстановления забойного давления, т.е. рост забойного давления после мгновенной остановки скважины. Будем считать, что до остановки скважина длительное время работала с постоянным дебитом Q и вокруг нее в пласте имело место установившееся распределение пластового давления в соответствии с формулой (3.25)

,

т.е. пьезометрическая линия является кривой логарифмического типа.

Изменение забойного давления после мгновенной остановки скважины можно определить, используя принцип суперпозиции:

, (7.46)

где С. уст – депрессия на пласт при установившейся работе добывающей скважины с дебитом Q:

; (7.47)

С. неуст – изменение давления на забое воображаемой нагнетательной скважины, пущенной в момент t=0 с расходом Q:

. (7.48)

Так как уст величина постоянная (от времени не зависит), то изменение забойного давления С будет определяться по формуле (7.48), которая совпадает с формулами (7.43) и (7.44).

Обработка кривых восстановления забойного давления и определения по ним коллекторских свойств пласта проводятся следующим образом. Снятую скважинным манометром кривую восстановления забойного давления после остановки скважины перестраивают в координатах (С, lg t). По прямому участку этой кривой (рис.50) находится отрезок, отсекаемый ее продолжением на оси С (отрезок А), и тангенс угла наклона этой прямой к оси абсцисс (B=tg ). Затем с помощью второго равенства (7.45) определяется параметр , называемый гидропроводностью пласта, т.е.

. (7.49)

Если известны вязкость жидкости в пластовых условиях  и толщина пласта h, то из последней формулы находится коэффициент проницаемости пласта

. (7.50)

Далее по известному угловому коэффициенту B=tg и радиусу скважины из первого равенства (7.45)

можно определить коэффициент пьезопроводности пласта

. (7.51)

Отметим, что область применения указанных простых приемов интерпретации результатов исследования нефтяных скважин ограничивается условиями, при которых справедлива формула (7.37), а именно:

скважина рассматривается как источник постоянной интенсивности в бесконечном однородном пласте, и возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину.

График, построенный по результатам реальных промысловых исследований скважин, принимает форму прямой не сразу. На форму начальных участков графиков прослеживания забойного давления влияет изменение проницаемости в призабойной зоне пласта. В зарубежной литературе это влияние именуется «скин-эффектом» (skin – пленка, оболочка).

Рис. 50

В случае ограниченного пласта, когда изменение давления, вызванное закрытием скважины, доходит до его границы, КВД в скважине начнет искажаться, а через достаточно большое время выходит на горизонтальную асимптоту, соответствующую стационарному распределению давления. Поэтому длина прямолинейного участка на кривой ограничена (рис.50). Кроме того в реальных условиях скважину нельзя остановить мгновенно. После ее закрытия на устье приток флюида из пласта продолжается еще некоторое время из-за упругости жидкости и газов, заполняющих скважину. Время выхода на асимптоту, должно очевидно превышать время дополнительного притока. Поэтому возможны условия, при которых прямолинейный участок на КВД проявляется через значительный промежуток времени, либо даже вообще не существует.

Поскольку длительная остановка скважины нежелательна, были развиты методы определения параметров пласта на неустановившихся режимах, лишенных указанных недостатков и учитывающие, в частности, время работы скважины до ее остановки (метод Хорнера), а также приток флюида в скважину после ее остановки.

studfile.net

Определение параметра анизотропии пласта по КВД

Неоднородность пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях характе­ризуется параметром анизотропии, т.е. отношением вертикальной проницаемости к горизонтальной æ=[kв/kг]0,5. Параметр анизотропии пласта имеет определяющее значение при прогнозировании технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших пласты; с подошвенной водой или' нефтяной оторочкой, при оценке возможности прорыва газа в скважину через перфорированный нефтенасыщенный интервал, при изучении взаи­модействия пропластков многопластовых залежей и др. Неоднородность пласта по проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях изучается в основном экспериментальным путем. Оценить величину параметра анизотропии пласта позволяет КВД, снятая в скважинах, вскрывших анизотропный пласт. Для этого КВД необходимо обработать по формуле:

(5.38)

где

Жв – это вертикальная пъезопроводность (опечатка) (5.39)

kг и kв – горизонтальная и вертикальная проницаемости пласта; æв – пьезопроводность в вертикальном направлении; kв=kвРпл/mμ; μ, Z – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа в пластовых условиях; Qo – дебит скважины перед закрытием; Тпл, Тст – пластовая и стандартная температуры; m – пористость пласта.

В формуле (5.39) коэффициент горизонтальной проницаемости определяется соглас­но методам, изложенным в пунктах 5.2÷5.4.

Для определения вертикальной проницаемости kв КВД обрабатываются в коор­динатах Рз2(t) от . На полученной графической зависимости выделяется прямо­линейный участок, и по углу наклона этой прямой определяется параметр σ.

По известному σ рассчитывается вертикальная пьезопроводность по формуле (5.39):

(5.40)

При известных Рпл и пористости m вертикальная проницаемость определяется по формуле:

(5.41)

Зная kг и kв, вычисляют параметр анизотропии:

v=kв/kг(5.42)

Последовательность обработки КВД для определения параметра анизотропии сле­дующая.

По известным Pз(t) и t рассчитывают Pз2(t), lg t и . Далее строят зависимость Pз2(t) от lg t.

По углу наклона конечного участка этой зависимости определяют величину β. По известному β используя формулу (5.10), определяют коэффициент горизонтальной проницаемости kг. Затем строят зависимость Pз2(t) от . Выделяют на этой зависимости прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямо­линейного участка в координатах Pз2(t) от lg t. По названному участку определяют уклон σ. По найденному σ, используя величину β и формулу (5.62), определяют kв по формуле:

(5.43)

По известной работающей (вскрытой) толщине hвс, величинам σ и β, а также ис­пользуя последнюю точку прямой, построенной в координатах Рз2(t) от , можно вычислить толщину пласта h:

(5.44)

По известному kгh/μ, найденному через β, зная h из формулы (5.44), если другими способами h не удается определить, рассчитывают kг, а следовательно, и по извест­ным kв и kг – параметр анизотропии. При правильно проведенной обработке величина hвс/h не должна превышать 0,4. В противном случае результаты могут быть искажены.

5.6 Методы определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации

5.6.1 Влияние конструкций горизонтальных скважин на возможность определения параметров пласта по результатам исследования их на нестационарных режимах фильтрации

На газовых и газоконденсатных месторождениях небольшой толщины и ухудшенными фильтрационными свойствами вскрытие пластов вертикальным стволом приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважины, незначительному коэффициенту извлечения флюидов, а также деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой. При небольших депрессиях на пласт производительности таких скважин оказываются весьма низкими. Разработка месторождений системой вертикальных скважин при незначительной толщине пласта, низкой проницаемости, наличии преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды и нефтяной оторочки, а также освоение большинства шельфовых месторождений становится малоэффективными. Поэтому для освоения таких залежей необходимо использовать новые типы скважин – горизонтальные.

При оценке фильтрационных параметров пласта, вскрытого горизонтальной скважиной следует обратить внимание на: стабилизацию процесса фильтрации, расположение горизонтальной скважины по толщине и относительно контуров питания, пол­ноту вскрытия горизонтальным стволом длины удельной площади, приходящейся на долю скважины; направление ствола, соотношение геометрических параметров зоны дренирования: L, Lскв, h и Rк; параметр анизотропии. При значительных дебитах скважины и соответствующей её конструкции, т.е. длине, и диаметре ствола забойное давление становится переменной и, тогда воз­никает вопрос о величине депрессии на пласт, принимаемой при определении коэф­фициента продуктивности, от величины которого зависит и значение коэффициен­та проницаемости. Величина Rк, используемая во всех приближенных методах по данным геолого-математической модели является переменной по длине ствола и поэтому приводит к неточному определению фильтрационных свойств пласта при известном дебите. Перечисленные выше и другие факторы создают трудности в создании методов определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин при стационарных и нестационарных режимах.

К настоящему времени предложены только отдельные и часто неприемлемые рекомендации по определению параметров газоносных пластов, вскрытых горизонтальными скважинами по результатам их исследования на нестационарных режимах фильтрации.

Все методы, посвященные определению параметров, вскрываемых пластов по результатам исследования горизонтальных скважин получены для случая фильтрации газа в однородной пористой среде.

Точные методы определения параметров пластов по данным исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации получены путем создания геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных пластов, вскрытых такими скважинами. Снятые кривые стабилизации давления и дебита и кривые восстановления давления в горизонтальных скважинах, вскрывших фрагменты с известными параметрами при их обработке предложенными методами, должны были дать величины проницаемостей, использованные при моделировании. В противном случае имеющиеся приближенные методы должны быть признаны как непригодные для практического использования.

Проблема исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации и определения параметров пластов по результатам таких исследований изучена недостаточно.

Применением горизонтальных газовых скважин при освоении месторождений связана необходимось создания теоретических основ методов исследования, технологии проведения и обработки полученных результатов для таких скважин. Для однородных изотропных пластов при пуске и остановке горизонтальных скважин в пределах толщины пласта процессы, происходящие вблизи ствола с учетом сил гравитации практически идентичны процессам, происходящим при пуске и остановке вертикальных скважин. Следовательно, в пределах толщины пласта, вскрытого горизонтальным стволом, методы, разработанные для вертикальных газовых скважин, могут быть использованы без существенных изменений. Если пласт, вскрываемый горизонтальной скважиной анизотропный, то это означает, что участок КВД, охватывающий зоны в пределах толщины будет в основном характеризовать проницаемость пласта в вертикальном направлении.

Процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах за пределами толщины пласта происходит по аналогии с характером изменения КВД, снятой в вертикальных скважинах, расположенных вблизи тектонических нарушений, контурных вод или зон с ухудшенными проницаемостями. Существующая некоторая аналогия кривых восстановления давления в вертикальных скважинах являлась основой для выделения на КВД, снятых в горизонтальных скважинах нескольких участков, характеризующих:

- призабойную зону в пределах толщины пласта;

- зону, за пределами призабойной зоны с большей степенью отражающей отсутствие пласта выше кровли и ниже подошвы;

- зону, отражающую в большой степени восстановления давления по направлению к контуру питания.

По продолжительности процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах условно разделен на 4 периода, из которых: первый период характеризует зону в пределах толщины пласта; второй и третий периоды зону за пределами призабойной зоны и четвертый зону, охватывающую среду влияния горизонтального ствола до контура питания.

Из изложенного следует, что к настоящему времени не разработаны надежные методы, гарантирующие достоверность определяемых параметров пластов по данным исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации.

Теоретически существуют как и в вертикальных скважинах только два метода исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации: использование процесса восстановления давления после закрытия скважины и процессы стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважины на определенном режиме.




infopedia.su

Лабораторная работа № 3 Построение кривой восстановления давления и определение гидродинамических параметров пласта (без учета притока)

Цель: определение гидродинамических параметров пласта при неустановившемся режиме фильтрации жидкости.

Задачи: научить студентов построение кривых восстановления давления и определение гидродинамических параметров пласта.

Значительно большее количество сведений о продуктивном пласте дают методы исследования переходных процессов от стационарного к нестационарному (или наоборот) фильтрации жидкостей и газов. Они позволяют раздельно оценить параметры призабойной и удаленной зон пласта, неоднородность и тип коллектора, выявить эффективность воздействия на призабойную зону скважин и на весь продуктивный пласт и определить текущую нефтенасыщенность пласта. Наибольшее распространение на практике, получило исследование “Метод снятия кривых восстановления давления (КВД)”. Суть исследования состоит в том, что скважина до исследования работала продолжительное время в стационарных условиях отбора . Затем, в какой-то момент, принимаемый в дальнейшем за , скважину закрывают. После остановки скважины замеряется изменяющееся во времени забойноеи устьевые давления. Метод КВД применяют в условиях проявления в пласте упругого режима. Такие условия возникают при остановках, пусках и изменениях режима эксплуатации скважины.

Задание I

1. По данным таблицы 3.1 построить график КВД в координатах (см. рисунок 3.1). При построении КВД за начало координат времени и депрессии принимается их минимальное значение (и).

2. По конечному прямолинейному участку провести асимптоту.

3. По двум точкам асимптоты определить :

(1)

Рис. 3.1 Кривая восстановления давления

4. Рассчитать точку пересечения асимптоты с осью :

(2)

5. Рассчитать коэффициент гидропроводности пласта:

Величина коэффициента гидропроводности пласта определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта, .

(3)

где:

Qж – м3/сут – дебит скважины по жидкости (если Qж - в т/сут, то необходимо )

(4)

- объемный коэффициент нефти;

- обводненность в долях;

- объемный коэффициент воды = 1;

Если , то;

6. Вычислить коэффициент подвижности пласта:

(5)

где:

h – эффективная нефтенасыщенная толщина, см;

7. Определить проницаемость пласта:

Проницаемость способность горной породы пропускать через себя жидкость под воздействие перепада давления, мкм2

(6)

где:

(7)

μн – вязкость пластовой нефти, мПа·с;

μв – вязкость пластовой воды, мПа·с;

- обводненность в долях;

если , то

8. Вычислить относительную пьезопроводность пласта:

(8)

9. Вычислить коэффициент пьезопроводности пласта:

Скорость распространения импульса давления в пласте,

(9)

где: упругоемкость пласта , принимаем равным;

10. Определить приведенный радиус скважины: см;

(10)

11. Определить функцию:

(10)

где:

-последняя точка КВД;

12. Определить приведенный радиус скважины:

(11)

где:

- половина расстояния между скважинами 200 – 250 м;

13. Вычислить функцию: с

(12)

14. Вычислить коэффициент продуктивности скважин:

(13)

15. Определить время стабилизации режима: час

(14)

Контрольные вопросы:

  1. Расскажите назначение и сущность метода исследования на нестационарных режимах фильтрации без учета притока.

  2. Расскажите, какие параметры коллектора и жидкости оказывают влияние на процесс фильтрации флюидов в пласте.

  3. Перечислите основные комплексные параметры пласта, определяемые методами ГДИС.

  4. Дайте объяснение, от каких параметров зависит величина коэффициента продуктивности скважин.

  5. Напишите, какие производные параметры пласта можно вычислить через коэффициент гидропроводности пласта.

  6. Что называется коэффициентом пьезопроводности пласта и как его определить.

  7. Что называется коэффициентом проницаемости пласта, и какие виды проницаемости бывают.

  8. Что называется вязкостью жидкости и в чем он измеряется.

  9. Дать определение коэффициенту гидропроводности и продуктивности скважины.

studfile.net

8. Промысловые исследования скважин и пластов

8.1.Основные виды исследований

Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проек­тирования, анализа, регулирования разработки залежей и экс­плуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» ме­сторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и экс­плуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии раз­ведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их за­ключается в получении исходных данных, необходимых для под­счета запасов и проектирования разработки. Текущие исследо­вания осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, при­нятия решений о регулировании процесса разработки, проекти­рования и оптимизации технологических режимов работы сква­жин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, темпера­туры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается не­посредственному измерению. Эти параметры определяют кос­венно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными парамет­рами. Косвенные методы исследования по физическому явле­нию, которое лежит в их основе, подразделяют на:

  • промыслово-геофизические,

  • дебито- и расходометрические,

  • термодинамические,

  • гидродинамические[5].

8.2.Гидродинамические методы

Гидродинамические методы исследования позволяют решать вопросы контроля за изменением пластового и забойного давлений, продуктивности, дебита и обводненности скважин, определения работающих пластов в нагнетательных и части добывающих (со штанговым глубинным насосом (ШГН)) скважин, контроля за изменением параметров пластовой нефти в процессе разработки, а также межскважинных исследований с помощью волн давления (гидропроводности и пьезопроводности)[4].

Все существующие промысловые гидродинамические методы исследования скважины можно подразделить на три большие группы.

К первой группе относятся методы исследования скважин при установившемся режиме их эксплуатации.

Вторая группа включает в себя методы исследования при неустановившемся режиме работы скважин, известные в нефтепромысловой практике под общим названием исследования скважин по кривым восстановления давления (КВД) или уровня (ЕВУ).

Третья группа включает методы исследования пластов по взаимодействию скважин (гидропрослушивание) при однократном возмущении. В тех случаях, когда возмущение в скважине создается многократно и гармонически, этот метод получил название метода фильтрационных гармонических волн давления.

В результате проведения гидродинамических исследований тем или иным методом определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, а именно:

  • гидропроводность - [мкм2·м/мПа·с];

  • комплексный параметр - [ с-1] ;

  • коэффициент продуктивности - [м3/сут.·МПа].

При проведении комбинированных исследований и применении специальных методик обработки результатов исследований можно определить скин-эффект.

studfile.net

5.6 Методы определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации

5.6.1 Влияние конструкций горизонтальных скважин на возможность определения параметров пласта по результатам исследования их на нестационарных режимах фильтрации

На газовых и газоконденсатных месторождениях небольшой толщины и ухудшенными фильтрационными свойствами вскрытие пластов вертикальным стволом приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважины, незначительному коэффициенту извлечения флюидов, а также деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой. При небольших депрессиях на пласт производительности таких скважин оказываются весьма низкими. Разработка месторождений системой вертикальных скважин при незначительной толщине пласта, низкой проницаемости, наличии преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды и нефтяной оторочки, а также освоение большинства шельфовых месторождений становится малоэффективными. Поэтому для освоения таких залежей необходимо использовать новые типы скважин – горизонтальные.

При оценке фильтрационных параметров пласта, вскрытого горизонтальной скважиной следует обратить внимание на: стабилизацию процесса фильтрации, расположение горизонтальной скважины по толщине и относительно контуров питания, пол­ноту вскрытия горизонтальным стволом длины удельной площади, приходящейся на долю скважины; направление ствола, соотношение геометрических параметров зоны дренирования: L, Lскв, h и Rк; параметр анизотропии. При значительных дебитах скважины и соответствующей её конструкции, т.е. длине, и диаметре ствола забойное давление становится переменной и, тогда воз­никает вопрос о величине депрессии на пласт, принимаемой при определении коэф­фициента продуктивности, от величины которого зависит и значение коэффициен­та проницаемости. Величина Rк, используемая во всех приближенных методах по данным геолого-математической модели является переменной по длине ствола и поэтому приводит к неточному определению фильтрационных свойств пласта при известном дебите. Перечисленные выше и другие факторы создают трудности в создании методов определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин при стационарных и нестационарных режимах.

К настоящему времени предложены только отдельные и часто неприемлемые рекомендации по определению параметров газоносных пластов, вскрытых горизонтальными скважинами по результатам их исследования на нестационарных режимах фильтрации.

Все методы, посвященные определению параметров, вскрываемых пластов по результатам исследования горизонтальных скважин получены для случая фильтрации газа в однородной пористой среде.

Точные методы определения параметров пластов по данным исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации получены путем создания геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных пластов, вскрытых такими скважинами. Снятые кривые стабилизации давления и дебита и кривые восстановления давления в горизонтальных скважинах, вскрывших фрагменты с известными параметрами при их обработке предложенными методами, должны были дать величины проницаемостей, использованные при моделировании. В противном случае имеющиеся приближенные методы должны быть признаны как непригодные для практического использования.

Проблема исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации и определения параметров пластов по результатам таких исследований изучена недостаточно.

Применением горизонтальных газовых скважин при освоении месторождений связана необходимось создания теоретических основ методов исследования, технологии проведения и обработки полученных результатов для таких скважин. Для однородных изотропных пластов при пуске и остановке горизонтальных скважин в пределах толщины пласта процессы, происходящие вблизи ствола с учетом сил гравитации практически идентичны процессам, происходящим при пуске и остановке вертикальных скважин. Следовательно, в пределах толщины пласта, вскрытого горизонтальным стволом, методы, разработанные для вертикальных газовых скважин, могут быть использованы без существенных изменений. Если пласт, вскрываемый горизонтальной скважиной анизотропный, то это означает, что участок КВД, охватывающий зоны в пределах толщины будет в основном характеризовать проницаемость пласта в вертикальном направлении.

Процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах за пределами толщины пласта происходит по аналогии с характером изменения КВД, снятой в вертикальных скважинах, расположенных вблизи тектонических нарушений, контурных вод или зон с ухудшенными проницаемостями. Существующая некоторая аналогия кривых восстановления давления в вертикальных скважинах являлась основой для выделения на КВД, снятых в горизонтальных скважинах нескольких участков, характеризующих:

  • призабойную зону в пределах толщины пласта;

  • зону, за пределами призабойной зоны с большей степенью отражающей отсутствие пласта выше кровли и ниже подошвы;

  • зону, отражающую в большой степени восстановления давления по направлению к контуру питания.

По продолжительности процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах условно разделен на 4 периода, из которых: первый период характеризует зону в пределах толщины пласта; второй и третий периоды зону за пределами призабойной зоны и четвертый зону, охватывающую среду влияния горизонтального ствола до контура питания.

Из изложенного следует, что к настоящему времени не разработаны надежные методы, гарантирующие достоверность определяемых параметров пластов по данным исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации.

Теоретически существуют как и в вертикальных скважинах только два метода исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации: использование процесса восстановления давления после закрытия скважины и процессы стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважины на определенном режиме.

studfile.net


Смотрите также