книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

где р^п - динамическое забойное давление, измеренное непосред­ ственно перед началом исследования.

Таким образом, уравнение (7.74), можно упростить

Как можно видеть, график зависимости

также должен быть прямолинейным, иметь угловой коэффициент ш = 0,161 рВо / кЬ и отсекать на оси ординат отрезок, равный ш5. Этот модифицированный метод является удобным инструментом, позволяющим применять исследование методом многократного из­ менения режима работы скважины в повседневной практике. Един­ ственное условие его использования заключается в том, что про­ должительность работы скважины до начала исследования должна намного превышать суммарную продолжительность исследования. Это не обязательно должно означать, что работа скважины с по­ следним дебитом происходит при квазиустановившемся режиме фильтрации. Обычно данное условие удовлетворяется, поскольку, как уже упоминалось, для достоверного анализа результатов иссле­ дования методом многократного изменения режима работы скважи­ ны необходимо, чтобы суммарная продолжительность исследования была достаточно малой, чтобы можно было использовать зависимо­ сти для неустановившейся фильтрации.

Для демонстрации эффективности этого метода анализа было смоделировано исследование скважины при следующих принятых параметрах пласта и пластовых флюидов.

Площадь области дренирования - 263 га

Рис. 7.30. Исследование скважины, дренирующей частично выработан­

ный пласт, методом многократного изменения режима

Угол наклона и отрезок, отсекаемый на оси ординат, равны, соот­ ветственно, 0,0075 и 0,0136 (0,173 и 0,317 в «промысловой» системе). По этим значениям можно рассчитать к = 19,6 х 10'3 мкм2 и 5 = 1,8. Полученные результаты хорошо согласуются с фактическим значе­ ниями к = 20 х 10’3 мкм2 и 8 = 2,0.

7.9. ВЛИЯНИЕ НЕСОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИНЫ ПО СТЕ­ ПЕНИ И ХАРАКТЕРУ ВСКРЫТИЯ

При выводе уравнения пьезопроводности для случая фильтрации жидкости (5.20) принималось, что скважина вскрыла пласт на всю его толщину, чем обеспечивается плоскорадиальный приток. Если по каким-либо причинам скважина вскрыла пласт не на всю толщину (см. рис. 7.31 (а)), то фильтрационный поток нельзя считать плоско­ радиальным. В ограниченной области вблизи забоя поток в большей степени соответствует определению «радиально-сферический».

Броне (Вгоп§) и Мартин (МагИпд)19 показали, что отклонение от плоскорадиального потока из-за ограниченной площади перфора­

Рис. 7.31. Примеры несовершенства скважины по степени и характе­ ру вскрытия: скважина вскрыла пласт не на всю толщину (а), приток в скважину происходит лишь из центральной части пласта (Ь), приток в скважину происходит через пять рядов перфорационных отверстий (с) в футах. (По данным Брочса и Мартина19)

ционных отверстий ведет к дополнительному перепаду давлений в окрестности скважины, который можно интерпретировать как до­ полнительный скин-эффект. Это обусловлено тем, что отклонение от плоскорадиального потока происходит в очень небольшой зоне, прилегающей к скважине, и изменение дебита, например, приведет к мгновенному переходу забойного давления на другой уровень без каких-либо сопутствующих переходных эффектов. Такой псевдо скин-эффект можно определить как функцию двух параметров, сте­ пени вскрытия пласта Ь и отношения Ь/г^:

Ьинтервал притока

и

радиус скважины *

Второе определение сложнее, чем кажется на первый взгляд, по­ скольку если во всей продуктивной зоне есть несколько интервалов притока, то параметр Ь представляет собой высоту элемента симме­ трии в пределах всей продуктивной зоны. На рис. 7.31 (а)-(с), заим­ ствованных из статьи Мэтьюза, Бронса и Хейзбрека, показаны три возможных случая несовершенства скважины по степени и харак-

а) Приборы для регистрации давления, спускаемые на проволоке или канате (глубинные манометры)

Наиболее широко распространен регистрирующий глубинный ма­ нометр Атегайа благодаря его т о ч н о с т и и прочной конструкции. По­ стоянная регистрация давления производится перьевым самописцем на специально обработанной бумаге. Бланк диаграммы крепится на каретке, которая перемещается в осевом направлении часовым при­ водом. Перо соединено с трубчатой пружиной и может перемещать­ ся в направлении, перпендикулярном оси каретки. Диаграмма этого прибора, записанная в ходе исследования методом восстановления давления, выглядит примерно так, как показано на рис. 7.33 (а). Часо­ вой привод и датчик давления выбирают сучетом максимальной про­ должительности исследования и ожидаемого давления. При условии аккуратного обращения, регулярных калибровок и аккуратной рас­ шифровки диаграмм с помощью оптических приборов можно обе­ спечить точность примерно 0,2 процента.

Ь) Проведение исследования методом восстановления давления

Перед проведением исследования следует определить газовый фак­ тор и последний дебит скважины. Глубинный манометр калибруют,

ЧАСОВОЙ МЕХАНИЗМ

Рис* 7 *3 3 * Глубинный манометр Атегаба (а), диаграмма записи давле­

ния при обычном исследовании методом восстановления давления (Ь)

Рис. 7.34. Спуск глубинного манометра в фонтанную скважину

собирают для спуска и проводят базовую линию на диаграмме, для чего отсоединяют часовой механизм и медленно продвигают каретку, находящуюся в контакте с пером, на всю ее длину при атмосферном давлении и температуре окружающего воздуха. После исследования на диаграмме берут отсчеты давления в направлении, перпендикулярном этой базовой линии.

Глубинный манометр помещают в лубрикатор, который устанавли­ вают на верхний фланец устьевой арматуры (см. рис. 7.34). Затем от­ крывают стволовую задвижку или кран и спускают манометр в сква­ жину. В фонтанирующей или газлифтной скважине манометр обычно останавливают с интервалами 150 - 300 м и регистрируют давление. Каждая остановка должна быть достаточно продолжительной, чтобы можно было четко выделить ступени изменения давления (рис. 7.33 (Ъ)). Продолжительность каждой остановки определяется масштабом записи, зависящим от используемого часового привода. По результа­ там такого исследования можно определить градиент динамического забойного давления, который является важным параметром для оцен­ ки эффективности работы скважины.

Когда достигнута заданная глубина исследования, измеряют ди­ намическое забойное давление р^г После этого останавливают сква­ жину, обычно закрывая ее на поверхности, глубинный манометр регистрирует нарастание давления, которое можно соотнести с про­ должительностью остановки скважины Д{, рис. 7.33 (Ь).

Рис* 7 *3 5 * Приведение измеренного давления к плоскости отсчета.

Положение скважины в пласте (а); схема заканчивания скважины (Ь)

После восстановления давления манометр поднимают на поверх­ ность. При этом измеряют статическое давление в скважине, попрежнему находящейся в остановленном состоянии, примерно так же как измеряли динамическое давление при спуске прибора. В этом случае остановки следует делать с небольшими интервалами, допу­ стим через 30 - 60 м, на большой глубине и с большими интервалами, например 150 - 300 м, выше по стволу. Информация, полученная в ходе такого исследования, может быть очень полезной для приведе­ ния измеренных значений давления к плоскости отсчета в пласте, если нет возможности спустить манометр для прослеживания вос­ становления давления к интервалу перфорации (см. главу 4, раздел 6).

Рассмотрим, например, исследование скважины, показанной на рис. 7.35 (а) и (Ь). Когда скважина остановлена, распределение флюи­ дов в ней может изменяться между двумя крайними случаями, по­ казанными на рис. 7.36 (а) и (Ь). В случае (а), когда скважина дает об­ водненную продукцию, распределение флюидов может быть таким, как показано сплошной линией. Найти это распределение нужно для того, чтобы правильно рассчитать давление в нефтенасыщенном ин­ тервале у верхних пер форационных отверстий. Штриховой линией показан кажущийся градиент гидростатического давления нефти. Если же скважина дает безводную продукцию, распределение флюи­ дов до поверхности будет соответствовать показанному на рис. 7.36

(Ь). В последнем случае наблюдается повышение статического устье­ вого давления в НКТ вследствие разделения фаз.

Разумеется, между этими двумя крайними случаями лежит бес­ конечное множество возможных промежуточных распределений.

7.11. УЧЕТ ПРИТОКА В СКВАЖИНУ ПОСЛЕ ЕЕОСТАНОВКИ

Чтобы остановить скважину для исследования, ее обычно за­ крывают на поверхности, а не на забое. Поскольку флюиды, нахо­ дящиеся в скважине, обладают более высокой сжимаемостью, чем флюиды в пласте, приток из пласта сразу не прекращается и длится некоторое ограниченное время после остановки скважины. Период между закрытием скважины на поверхности и проявлением эффекта остановки скважины в пласте в большой степени зависит от схемы заканчивания скважины. Если скважина оборудована пакером, пе­ рекрывающим затрубное пространство, объем флюидов в скважине будет намного меньше, чем в отсутствие пакера. В этом случае эф­ фект дополнительного притока в скважину после ее остановки будет менее значительным. Как можно видеть на рис. 7.37, дополнитель­ ный приток в скважину после ее остановки приводит к искажению начального участка графика Хорнера.

Было представлено несколько методов анализа изменения давле­ ния в период дополнительного притока с целью определения кЬ и 5. Ввиду сложности этой задачи следует с самого начала заявить, что результа ты, полученные при реализации любого из таких методов, будут менее точными, чем данные простого анализа по Хорнеру пря­ молинейного участка КВД, который формируется после завершения дополнительного притока.

Д1

Рис. 7 .3 7 . График восстановления давления в скважине, в которую продолжают притекать пластовые флюиды после ее остановки