Исследование газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации - Основы добычи нефти и газа

Авторами [3] были созданы методы исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации. К этим методам относятся такие как, обработка кривых восстановления давления в скважинах после их остановки; обработка кривых стабилизации после пуска скважин и данных их эксплуатации. Эти исследования широко применяются на практике, и стали по существу хрестоматийными, вошли в многочисленные инструкции и руководства.

Теоретические и практические исследования выполнены как для квазиоднородных пластов, так и пластов со слоистой и площадной неоднородностью и нашли применение при построении компьютерных моделей при проектировании разработки месторождений.

Комплекс исследований, предложенный авторами, при стационарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет осуществлять более глубокое зондирование, характеризовать не только призабойную зону, но и удаленные от нее участки пласта, включая неоднородность пласта.

С помощью газогидродинамических методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации можно определить проводимость, пьезопроводность, проницаемость пласта, пористость, неоднородность пласта и т. д.

Совместное использование результатов, полученных из кривых нарастания и кривых стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин, позволило оценивать изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин (очищение или засорение призабойной зоны и т. д.) при переходе от одного режима к другому при стационарных исследованиях.

Рассмотрим исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации, вначале исходя из энергосберегающих дебитов, что позволяет не выходить за пределы верхней границы закона Дарси, а затем и при Q > QКр.

Обработка кривых нарастания забойного давления

Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

; (4.49)

,

;

Где при Q ? QКр

;

При Q0 > QКр

;

PЗ и рЗ0 -- соответственно текущее и начальное забойное давления (до остановки скважины), МПа; t -- время восстановления давления, с; Q0 - дебит скважины до остановки, м3/с; рАт -- абсолютное атмосферное давление, МПа; ч -- коэффициент пьезопроводности, м2/с; m -- пористость, доли единицы.

Приведенный радиус скважины

,

Где с -- коэффициент, характеризующий несовершенство скважин и скин-эффект.

Обрабатывая в координатах от lqt кривую нарастания, определяют тангенс угла наклона прямолинейного участка, который равен в, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и

Равный б (рис.32). По полученным значениям б и в находят следующие параметры пласта: параметр проводимости

; (4.50)

Коэффициент пьезопроводности

. (4.51)

кривая нарастания забой- рис.33. квд, построенная по форного давления, обработанная в муле для конечного пласта координатах от lq t

Рис.32. Кривая нарастания забой - Рис.33. КВД, построенная по форного давления, обработанная в муле для конечного пласта координатах от lq t

Если время эксплуатации скважины до остановки значительное, то рекомендуется применять формулу

, (4.52) где

; (4.53)

, (4.54)

Здесь RК - радиус контура питания, приближенно равный половине среднего расстояния до соседних скважин.

Для определения б1 и в1, кривую нарастания обрабатывают в координатах от t. Коэффициент б1, соответствует отрезку, отсекаемому по оси ординат, а в -- тангенсу угла наклона к горизонтальной оси времени t (рис.33).

По коэффициенту б1 можно определить в и далее по формуле (4.50) параметр kh/м. По формуле (4.54), зная коэффициент в1, находим параметр.

Зная RК и коэффициенты в и в 1 параметр емкости пласта

. (4.55)

По результатам исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации авторами предложено определять произведение пористости на толщину пласта mh, который является весьма важным параметром при проектировании разработки для учета неоднородности и подсчете запасов газа как объемным методом, так и по падению давления.

По существу, для трещиновато-пористых коллекторов этот метод является практически единственным. Этот метод широко применяется на практике. При известной эффективной толщине h аналогично определяют и распределение эффективной газонасыщенной пористости.

Обработка кривых стабилизации давления

При пуске скважины забойное давление и дебит уменьшаются во времени, постепенно стабилизируясь до стационарных значений. Если изменение дебита находится в пределах Q0 ? QКр, для определения параметров пласта кривую стабилизации обрабатывают по формуле

, где

Значение общего добытого количества газа QД определяют по графику Q(t), а за Q0 принимается Q(t) при экстраполяции этой зависимости от t = 0.

По найденным графическим путем коэффициентам и устанавливают те же параметры, что и по кривым нарастания давления. Однако здесь уже можно учитывать изменение параметров призабойной зоны в процессе работы скважины. По соотношению между прямолинейным участком кривой нарастания и кривой стабилизации предложено оценивать изменение параметров призабойной зоны скважины.

Кроме того, сравнивая кривые стабилизации, полученные при разных режимах, по ним можно узнать о приобщении к эксплуатации новых продуктивных пропластков. При Q(t) > QКр

.

Для этого строят кривую стабилизации в координатах X -- lgQД /Q(t). По отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяем б и, как тангенс угла наклона прямой к оси

LgQД /Q(t), находим.

Для определения параметров пласта, если скважина работает при высоких дебитах, когда Q > QКр, кривую стабилизации давления обрабатывают по формуле

.

Комплексное использование предложенных авторами [2] методов исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации в комплексе с шумо-, термо-, дебитометрией и данных эксплуатации скважин позволило наиболее обоснованно строить компьютерные модели разработки неоднородных пластов, приближающихся по своим параметрам к реальным условиям.

Похожие статьи




Исследование газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая