Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою

При дослідженні свердловин, пробурених на пласти з низькими колекторськими вла­стивостями, період стабілізації дебіту і тиску на вибої свердловини вимагає багато часу (іноді до 30 днів). Для скорочення часу дослідження запропоновані прискорені методи.

Ізохронний метод. Порядок проведення дослідження такий. На кожному режимі свердловина працює один і той самий час (30—60 хв), в кінці якого вимірюють дебіт газу і вибійний тиск після чого свердловину закривають до повного відновлення статичного тиску. Результати дослідження обробляють за формулою

(19.17)

При цьому із залежності визначається дійсне значення коефіцієнта В і значення кофіцієнта А характерне для часу стабілізації

Далі на одному з режимів свердловину пускають в роботу до повної стабілізації дебіту і тиску на вибої Дійсне значення коефіцієнта А знаходять за формулою

(19.18)

Експрес-метод. Часто закриття свердловини між зміною режимів до повного відновлення статичного тиску приводить до великого простою свердловини. В таких випад­ках застосовують експрес-метод, при якому час роботи свердловини на кожному режимі і час простою між змінами режимів один і той самий -. 20—ЗОхв). Результати дослідження обробляють за формулою

(19.19)

де — коефіцієнт, який визначають при обробці кривої відновлення пластового тиску для випадку нескінченного пласта, — коефіцієнт на і -му режимі. Значення знаходять за формулами:

= 0; = 0,176, ; = 0,097 + 0,176 ; = 0,067 + 0,097 + 0,176

= 0,051 +...; =0,041 +...; =0,034м +...; =0,03 +...;

= 0,026 +...; =0,024 +...; =0,021 +....

З графіка залежності від визначають дійсне значення коефіцієнта В. Значення коефіцієнта А знаходять за формулою (19.18).

Метод монотонно-ступінчастої зміни дебітів. На відміну від прискорених методів дослідження газових свердловин, описаних раніше, метод монотонно-ступінчастої зміни дебітів не потребує зупинки свердловини між режимами. Суть методу монотонно-ступінчастої зміни дебітів полягає в тому, що перед дослідженням свердловина працює на одному з режимів до повної стабілізації тиску і дебіту Подальший порядок дослідження залежить від необхідності вимірювання статичного тиску,

Якщо вимірювати не потрібно, то після досягнення повної стабілізації на одному ре­жимі свердловину зупиняють на час якого явно недостатньо для відновлення тиску до

пластового (на гирлі свердловини до статичного ). Величину приймають рівною в ме­жах 4—10 год. В момент часу вимірюють вибійний тиск і температуру. Потім свердловину пускають в роботу на першому режимі з дебітом Час роботи свердловини на цьому і подальших режимах з дебітами < < <... < один і той же, який можна оцінити за формулою

(19.20)

Перехід з одного режиму до іншого необхідно проводити практично без зупинки сверд­ловини або зі зупинкою не більше ніж на 2-3 хв.

Якщо після роботи свердловини з дебітом її закривають для вимірювання статичного тиску то після вимірювання свердловину вводять в роботу з дебітом = 0,5 на час Подальше дослідження свердловини проводять так, як це описано раніше.

Обробку результатів дослідження свердловини методом монотонно-ступінчастої зміни дебітів проводять за двочленною формулою, в якій замість пластового тиску приймають тиск на вибої свердловини в момент

Якщо свердловину досліджували без зупинки для вимірювання статичного тиску, то об­робкурезультатів дослідження проводять в координатах і

В результаті обробки одержують пряму, яка відтинає на осі відрізок, рівний А і має кут нахилу до осі тангенс якого рівний В.

Якщо перед дослідженням свердловину зупиняли для вимірювання статичного тиску, то обробку результатів дослідження проводять згідно з формулою

(19.21)

де = const.

Далі будують графік залежності , з якого визначають коефіцієнти А і В.

Дійсне значення коефіцієнта А знаходять за формулою (19.18).

19.4. Дослідження газових свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації

Існують такі види дослідження свердловини при нестаціонарних режимах фільтрації:

1. Зняття кривих відновлення тиску на вибої свердловини після її зупинки.

2. Зняття кривих зменшення в часі дебіту газу при підтриманні постійного тиску на гирлі свердловини.

3. Зняття кривих зменшення в часі тиску на гирлі свердловини при підтриманні постійного дебіту.

4. Зняття кривих стабілізації вибійного тиску і дебіту при пуску свердловини в роботу на певному режимі.

Найбільш поширений в промисловій практиці перший спосіб.

Методика зняття та обробки стандартних кривих відновлення вибійного тиску (КВТ). Перед зняттям кривої відновлення вибійного тиску свердловину пускають в роботу до повної стабілізації дебіту, тиску і температури. Після цього її закривають і записують зміну в часі

тиску і температури на гирлі та в затрубному просторі. Одержані результати обробляють за­лежно від умов на межі пласта.

Методика обробки КВТ в умовах "нескінченного" пласта. Якщо час роботи свердловини Т до зняття КВТ значно більший від часу t, необхідного для відновлення

тиску (T 20f), то застосовують формулу

(19.22)

де

(19.23)

(19.24)

де — поточний вибійний тиск після закриття свердловини, МПа; — вибійний тиск перед закриттям свердловини, МПа; — коефіцієнт п'єзопровідності пласта, м²/с; — зведений радіус свердловини, м; В — коефіцієнт фільтраційного опору при квадратичному члені двочленної формули припливу газу до свердловини — дебіт свердловини перед її закриттям, тис.мЗ/добу; — ефективна товщина пласта, м; — коефіцієнт динамічної в' язкості газу в пластових умовах, мПа • с; К [мкм²]; [МПа]. За КВТ, побудованою в координатах від визначають коефіцієнти і (рис. 19.10), а потім провідність пласта за формулою

(19.25)

де - розмірний коефіцієнт.

Якщо відомий коефіцієнт В, то можна обчислити параметр

(19.26)

Враховуючи, що з формули (19.26) можна знайти місткісний параметр

(19.27)

Якщо відомий коефіцієнт п'єзопровідності, то можна визначити зведений радіус сверд­ловини:

(19.28)

Якщо час роботисвердловини Т перед її зупинкою невеликий (Т < 20 ), то обробка КВТ проводиться згідно з формулою

(19.29)

Рис. 19.10. Обробка КВТ при Т 20 Рис. 19.11. Обробка КВТ при Т < 20

У даному випадку при застосуванні формули (19.22) кінцева частина КВТ ви­дозмінюється, що призводить до помилкових висновків про параметри пласта та його од­норідність. Коефіцієнт визначають як відрізок, який відтинає на осі ординат прямолінійна частина залежності від lg [(Т + (рис. 19.11).

Параметр обчислюють за формулою (19.25).

Методика обробки КВТ в умовах обмежених розмірів пласта. В цьо­му випадку використовують формулу

(19.30)

де

(19.31)

(19.32)

З прямолінійної частини кривої відновлення тиску, побудованої в координатах від (рис. 19.12), знаходять коефіцієнти і За визначають а потім за формулами (19.25) — (19.28) відповідні параметри пласта. З формули (19.32) можна знайти

(19.33)

За можна відшукати об'єм зони дренування свердловини (в м³):

= 7,88·10^-3 (19.34)

К [мкм²]; [м]; [мПа·с]. Місткісний параметр

(19.35)

Вплив різних факторів на форму КВТ та їх врахування при обробці результатів дослідження свердловини. Розглянуті методи обробки КВТ придатні для умов миттєвого закриття свердловини, розміщеної в однорідному пласті, і при ізотермічному процесі відновлення тиску. В реальних свердловинах ці умови не витримуються. В результаті оброб­ка КВТ за описаними вище методами не завжди дає надійні результати. Розглянемо деякі фактори, які впливають на форму КВТ.

Рис. 19.12. Обробка КВТ для кінцевих Рис. 19.13. Вплив припливу газу в

розмірів пласта стовбур свердловини після її закриття

на графік залежності, від

Врахування припливу газу в свердловину після її зупинки. Не­обхідність врахування припливу газу виникає тоді, коли газ продовжує надходити в сверд­ловину тривалий час після її закриття, що, як правило, спостерігається в пластах з низькою проникністю (рис. 19.13).

Для обробки КВТ з врахуванням припливу газу запропоновано декілька диференційних та інтегральних методів. Наведемо для прикладу один з цих методів (диференційний). Об­робка КВТ проводиться за формулою

(19.36)

де

(19.37)

(19.38)

(19.39)

(19.40)

(19.41)

де — об'єм газу, який надійшов у свердловину за час м³; — приплив (дебіт) га­зу в свердловину в момент часу м³/с; — середній тиск в стовбурі свердловини відповідно в моменти часу і = 0, МПа; — відповідно тиск на вибої і на гирлі свердловини в момент часу МПа; — дебіт свердловини перед її зупинкою, м³/с; — об'єм стовбура свердловини,

При наявності фонтанних труб визначається як сума об'ємів затрубного простору і фонтанних труб.

Для свердловини, яка експлуатується тільки по фонтанних трубах, об'єм газу, який надійшов у свердловину за час t, знаходять за формулою

(19.42)

Приплив газу в момент часу

(19.43)

Величина визначається наближено за формулою

(19.44)

Інтервал часу вибирається таким, щоб точка t була посередині інтервалу, тобто Залежно від темпу відновлення тиску значення

Рис. 19.14. Характер КВТ в нео­днорідних пластах

величини можна вибрати від декількох секунд (на початковій ділянці кривої) до декількох хвилин. Обробляючи одер­жані результати графічно в координатах від з прямолінійної ділянки визначають і після чого знаходять інші пара­метри за формулами (19.25)—(19.28).

Характер і обробка КВТ у нео­днорідних пластах. Одним з основних фак­торів, які впливають на форму КВТ, є нео­днорідність пласта по площі, пов'язана з на­явністю зон погіршеної провідності, тектонічних та літологічних порушень, нафтової облямівки, газоводяного контакту, випадіння конденсату в пласті тощо.

В пластах з різко вираженою неоднорідністю залежно від розмірів і кількості екранів при об­робці КВТ за формулою (19.22) одержують на

графіку декілька прямих ліній (рис. 19.14). Якщо пласт, який досліджується, має один ек­ран безмежної довжини, то на КВТ відзначаються дві прямі лінії з кутовими коефіцієнтами причому У випадку непроникного екрану Якщо близько від свердловини проходять два екрани, що перетинаються, то >

Інтерпретацію КВТ в пластах з різко вираженою неоднорідністю по площі проводять в такому порядку.

Коефіцієнт гідро провідності і параметр у всіх випадках визначають, використовуючи перший прямолінійний відрізок, за описаною раніше методикою. Відстань від свердловини до екрану можна знайти за формулою

(19.45)

де — час, який відповідає точці перетину двох прямих ліній, с; — п'єзопровідність пласта, м²/с; — відстань до екрану, м.

Поиск по сайту: