10. Гидродинамические исследования

Гидродинамические исследования пластов (гидродинамическое зондирование) заключаются в определении параметров пласта и призабойной зоны по измерениям давления и расхода в скважине.

Cледует отличить специальные исследования, проводимые с целью гидродинамического зондирования пластов (гидропрослушивание пластов, исследования с помощью испытателей пластов на трубах и опробователей на кабеле) от гидродинамических исследований в комплексе промыслово-геофизических методов. Измерение расхода, кривых изменения давления во времени и методика обработки полученных данных, в отличие от специальных исследований, имеют ряд особенностей:

- обычно отсутствует специальная подготовка скважин (например, предварительная эксплуатация с постоянным дебитом, могут работать несколько перфорированных пластов, в процессе наблюдения могут изменяться режимы работы соседних скважин и др.);

- измерение кривых изменения давления может носить подчиненный характер и тогда оно должно вписываться в технологию решения основной задачи. В итоге могут быть пропущены отдельные участки изменения забойного давления.

Эти особенности необходимо учитывать при обработке данных и иметь в виду, что не всегда по ним можно определить весь комплекс параметров пласта, который дают специальные исследования. В то же время, все данные, по которым можно, хотя бы приближенно оценить дебит, пластовое давление и гидродинамические параметры пласта, должны быть обработаны.

В данном разделе описаны технология исследований, алгоритмы расчета дебита по кривым притока и по уровням, алгоритмы определения гидродинамических параметров насыщенных жидкостью терригенных пластов по кривым притока и КВД.

Гидродинамические параметры пласта

Гидродинамические параметры определяются только в рамках принятой математической модели. Например, для модели однородного пористого пласта со скином:

• коэффициент гидропроводности;

• скин-фактор или приведенный радиус скважины.

Для модели пласта с кольцевой призабойной зоной:

• коэффициенты гидропроводности удаленной и призабойной зоны пласта, (kh/ )_уд.з , (kh/ )_ПЗП;

• радиус призабойной зоны;

• скин-фактор пласта.

Важное значение для анализа имеют так называемые производные параметры, вычисляемые через найденные гидродинамические параметры пласта:

• потенциальный коэффициент продуктивности и потенциальный дебит скважины;

• ожидаемый коэффициент продуктивности и ожидаемый дебит;

• параметр ОП - отношение продуктивностей.

Определения некоторых понятий и параметров:

- гидродинамически совершенная скважина - скважина, в которой пласт вскрыт на всю толщину и забой открытый;

- несовершенная скважина по степени вскрытия - пласт эксплуатируется открытым забоем, но вскрыт не на всю толщину;

- несовершенная скважина по характеру вскрытия -пласт вскрыт на всю толщину, но сообщение со скважиной только через отверстия в колонне;

- приведенный радиус скважины - радиус воображаемой совершенной скважины в однородном пласте с ненарушенной призабойной зоной, у которой коэффициент продуктивности такой же, как у реальной несовершенной скважины с нарушенной призабойной зоной:

,

где S – полный скин-фактор = С₁+С₂+s_н , С₁ и С₂ – коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия, s_н – скин-фактор, обусловленный изменением проницаемости призабойной зоны пласта.

- скин-фактор - безразмерное число, характеризующее состояние призабойной зоны пласта по сравнению с параметрами удаленной зоны и совершенство скважины;

- скин-фактор, обусловленный неоднородностью пласта, оценивается по формуле

, где

k – проницаемость;

r_ПЗП, r_c – радиус призабойной зоны и радиус скважины;

- потенциальный коэффициент продуктивности вычисляется по гидродинамическим параметрам пласта (удаленной зоны) для совершенной скважины

Он характеризует возможную продуктивность пласта с ненарушенной призабойной зоной при его эксплуатации совершенной скважиной после стабилизации режима;

- ожидаемый коэффициент продуктивности вычисляется через гидропроводность и скин-фактор

- параметр ОП - отношение продуктивностей

.

- фактический коэффициент продуктивности – отношение фактического дебита Q к депрессии на пласт P

показывает, насколько изменится дебит жидкости из пласта при изменении депрессии на единицу;

- радиус контура питания – расстояние от скважины до круговой границы, на которой давление принимается равным пластовому, при оценочных расчетах R_к обычно берут равным половине расстояния между скважинами;

- радиус влияния скважины – расстояние от скважины до круговой границы, в пределах которой произошло изиенение давления после пуска или изменения режима работы скважины, приближенно оценивается по формуле

где  - пьезопроводность пласта.

Технологии гидродинамических исследований

Для получения данных об изменении дебита и давления используются несколько технологий исследования:

• метод установившихся отборов (закачек);

• технология КВД;

• технология КВУ.

Фонтанные и нагнетательные скважины могут быть исследованы методом установившихся отборов (закачек) и методом КВД (КПД).

Глубиннонасосные скважины исследуются по технологии КВУ.

При освоении скважин компрессором и свабом реализуется технология КВУ, а при использовании струйных насосов (УГИС) - технология КВД.

Исследование методом установившихся отборов (закачек)

• Последовательная отработка скважины на 3-4 режимах до установления стационарного состояния в пласте.

• Замер на каждом из режимов установившихся значений дебита (расхода) всех фаз и определение (замер) забойного давления.

Время стабилизации режима может быть установлено опытным путем по зарегистрированным кривым изменения давления и расхода или оценено по формуле

,

где R_k - радиус контура питания или половина расстояния до соседних скважин, м;

 - пьезопроводность пласта, м²/с.

Коэффициент пьезопроводности пласта может быть определен методом гидропрослушивания или оценен, в свою очередь по формуле

,

где k- проницаемость пласта, м²;  - динамическая вязкость пластового флюида, Пас; ^* - упругоемкость пласта, Па^-1.

Пример: Пласт с проницаемостью 100 мД насыщен водой с вязкостью 1сПз, контур питания скважины 100м, упругоемкость пласта 2 10^-10 Па^-1. Тогда пьезопроводность составит 0.5 м²/с, а время установления гидродинамического равновесия в пласте приблизительно 1.5 часа. При уменьшении проницаемости до 10мД это время увеличится до 15 часов.

Исследование методом КВД (КПД).

В технологии КВД полезную информацию несет изменение давление во времени на забое остановленной скважины, обусловленное продолжающимся движением жидкости в пласте и сжатием ее в прискважинной зоне пласта. Поступление жидкости в ствол скважины за счет за счет сжатия жидкости и газовоздушной смеси в стволе скважины является искажающим КВД фактором.

Исследование пласта по технологии КВД заключается в следдующем:

• Замер дебита (расхода) и забойного давления в процессе работы скважины.

• Спуск и установка дистанционного или автономного манометра в стволе скважины. Прибор может быть установлен непосредственно против исследуемого пласта или на некотором расстоянии от пласта, исключая интервал сжимаемого (расширяющегося ) столба газовоздушной смеси.

• Прекращения отбора (закачки) и герметизация устья скважины.

• Регистрация КВД (КПД).

• Длительность регистрации КВД должна быть достаточной для того, чтобы по ней можно было определить параметры удаленной от скважины зоны пласта. Начальный участок КВД искажается "послепритоком" из пласта вследствие сжатия столба жидкости и газа, находящихся в стволе скважины. Участок КВД, пригодный для определения параметров пласта обычно определяется, например, методом производной при обработке. Заранее оценить минимальную длительность регистрации КВД для исключения влияния послепритока можно по формуле

или ,

где  - сжимаемость жидкости, заполняющей ствол скважины, Па^-1;

V - объем жидкости в стволе скважины, м³;

 - гидропроводность пласта, м³/с Па;

К - коэффициент продуктивности пласта, м³/с Па.

Если ствол скважины полностью заполнен, например, водой с  = 5 10^-10 Па^-1 оценку t₀ можно получить по приближенной формуле

Пример. Нагнетательная скважина с объемом ствола 20 м³ полностью заполнена водой. Коэффициент приемистости пласта 1 м³/сут ат. Длительность регистрации КВД должна быть более 14 мин.

• При наличии в стволе остановленной скважины столба газовоздушной смеси время t₀ существенно увеличивается, за счет увеличения эффективной сжимаемости среды. В этом случае параметр  заранее неизвестен, что затрудняет расчет необходимого минимального времени регистрации КВД.

• При регистрации с помощью дистанционной аппаратуры "представительность" КВД может быть оценена визуально, на конечных участках в координатах p, t прирост давления практически не отмечается.

Исследование методом КВУ

В отличие от КВД, при исследовании методом КВУ после остановки устье скважины остается открытым. В стволе скважины, после прекращения отбора происходит подъем уровня жидкости. Сжатие жидкости в стволе скважины играет несущественную роль, изменение давления (т.н. кривая притока) в скважине в основном определяется восстановлением уровня.

• Исследования методом КВУ обычно проводятся после остановки малодебитных непереливающих глубиннонасосных скважин.

• Методом КВУ так же исследуются осваиваемые с помощью компрессора и сваба скважины. В этих скважинах режим работы и дебит до остановки, как правило, непостоянны, что накладывает ограничения на использование некоторых алгоритмов обработки.

• В скважине проводят комплекс промыслово-геофизических исследований с целью выявления работающих интервалов и оценки техсостояния колонны, определения плотности жидкости, глубины газожидкостного раздела и НВР.

• В ствол скважины опускают дистанционный или автономный манометр, устье скважины оставляют открытым.

• Прекращают отбор жидкости из скважины.

• Регистрируют кривую изменения давления во времени, т.н. кривую притока (КП).

• Длительность кривой изменения давления зависит от продуктивности скважины, плотности, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и наклона ствола скважины к вертикали. При регистрации КП дистанционным прибором достаточная длительность регистрации может быть оценена в процессе измерений. Для этого достигнутое время регистрации делят пополам и находят отношение приращения давления р₂ к приращению давления р₁ за первую половину времени. Если это отношение меньше 2/3, то такая КП может быть обработана с целью определения гидродинамических параметров пласта. При использовании автономных манометров такой возможности нет. Для предварительной оценки минимального времени регистрации КП можно воспользоваться формулой

,

где V - объем жидкости, который должен поступить в ствол скважины для установления статического уровня;

Q₀ - дебит в момент остановки скважины.

Объем V можно оценить как произведение S на H, где S- площадь сечения поднимающегося в стволе остановленной скважины потока, а H - разница между динамическим и статическим уровнями жидкости в стволе скважины.

За указанное время не произойдет полного восстановления давления в пласте и скважине, а ожидается примерно трехкратное уменьшение первоначального дебита. Поэтому целесообразно, по возможности, реальное время регистрации КП выбрать больше t₀.

• При регистрации КП автономным манометром определяют не менее 4-5 положений динамического уровня и глубины НВР в стволе скважины, равномерно распределив измерения на весь интервал исследований.

• При регистрации КП дистанционной комплексной аппаратурой измерение давления в точке прерывается, определяется положение ДУ и НВР, затем прибор возвращается на прежнюю глубину измерения и продолжается запись изменения давления во времени. При обработке из фрагментов формируется одна кривая притока.

Алгоритмы обработки данных ГДИ

Для определения гидродинамических параметров пласта используется связанные между собой две зависимости от времени - кривая изменения давления (КИД) и кривая изменения дебита (расхода). Определение параметров пласта основано на решении обратной задачи.

Алгоритм обработки данных ГДИ на установившихся режимах

• Данные ГДИ: значения забойного давления и дебита (расхода) на нескольких установившихся режимах работы скважины обрабатываются стандартным методом индикаторной кривой.

• По результатам обработки определяют значение пластового давления и коэффициента продуктивности (приемистости).

Алгоритмы обработки КВД

В зависимости от предыстории изменения давления и дебита до остановки скважины и соотношения времен работы и простоя на КВД скважины применяют различные алгоритмы обработки.

1.Если длительность T работы скважины с постоянным дебитом Q до остановки на регистрацию КВД более, чем в 1.5 раза превышает длительность t регистрации КВД, то такая КВД обрабатывается стандартным методом МДХ (метод конечного участка, линейной анаморфозы в полулогарифмических координатах, метод касательной).

Используется формула

Согласно этому алгоритму:

• исходная КВД перестраивается в полулогарифмических координатах p - lg(t);

• выделяется конечный прямолинейный участок;

• проводится аппроксимирующая прямая;

• по параметрам аппроксимирующей прямой определяют гидропроводность пласта и скин-фактор;

• рассчитывают потенциальную продуктивность, ожидаемую с учетом скина продуктивность и параметр ОП - отношение продуктивностей.

2.Если длительность T работы скважины с постоянным дебитом Q до остановки на регистрацию КВД меньше длительности t регистрации КВД (т.н. КВД после кратковременной работы скважины с постоянным дебитом), то такая КВД обрабатывается методом Хорнера на основе формулы:

• исходная КВД перестраивается в полулогарифмических координатах p - lg(1+T/t);

• выделяется конечный прямолинейный участок;

• проводится аппроксимирующая прямая;

• по параметрам аппроксимирующей прямой определяют гидропроводность пласта и пластовое давление

• по этим параметрам используя значение давления в момент остановки скважины рассчитывают скин-фактор;

• рассчитывают потенциальную продуктивность, ожидаемую с учетом скина продуктивность и параметр ОП - отношение продуктивностей.

3.Если дебит скважины до остановки не оставался постоянным, т.е. скважина в течение времени, сопоставимом со временем регистрации КВД проработала с несколькими постоянными дебитами (т.н. КВД после циклической эксплуатации скважины), то такая КВД обрабатывается по специальному алгоритму, учитывающему предысторию изменения дебита (модифицированный метод Хорнера):

• исходная КВД перестраивается в полулогарифмических координатах p - логарифм функции дебитов и времен работы скважины с этими дебитами;

• выделяется конечный прямолинейный участок;

• проводится аппроксимирующая прямая;

• по параметрам аппроксимирующей прямой определяют гидропроводность пласта и пластовое давление

• по этим параметрам используя значение давления в момент остановки скважины и предысторию работы скважины до остановки рассчитывают скин-фактор;

• рассчитывают потенциальную продуктивность, ожидаемую с учетом скина ожидаемую продуктивность и параметр ОП - отношение продуктивностей.

Алгоритмы обработки данных ГДИ по технологии КВУ

• Для обработки кривых притока, зарегистрированных после остановки длительное время проработавшей в стационарном режиме добывающей скважины могут быть использованы алгоритмы обработки по модели жесткого пласта, операционные методы Баренблатта и обобщенный дифференциальный метод Мясникова (ОДМ).

• Для обработки данных ГДИ при освоении скважин используется модель жесткого пласта, использование метода ОДМ и операционного метода напрямую в этих условиях невозможно из-за отсутствия данных об изменении дебита жидкости из пласта в процессе снижения уровня в скважине.

• Во всех случаях необходимая для этих алгоритмов кривая изменения дебита после остановки скважины рассчитывается из кривой изменения давления в скважине. При этом используются следующие параметры: плотность жидкости в стволе скважины, площадь сечения потока жидкости в стволе скважины и данные о кривизне ствола скважины в интервале перемещения уровня жидкости в стволе скважины.

Алгоритм по модели жесткого пласта

• в системах обработки данных ГДИ есть интегральный и дифференциальный варианты этого метода (метод Маскета, Яковлева, метод индикаторной кривой).

• в основе этих алгоритмов формула

она справедлива для стационарного режима. Расчетами показано, что для медленно изменяющегося поля давления при исследовании малодебитных скважин методом КВУ она приближенно описывает связь между переменным затухающим со временем дебитом и забойным давлением вместо точной формулы

К- коэффициент продуктивности, Р_пл - пластовое давление.

• в дифференциальном методе, после расчета дебита по КП строят индикаторную кривую - зависимость дебита от забойного давления;

• выделяют конечный прямолинейный участок, соответствующий малым значениям дебита и малым скоростям изменения забойного давления;

• аппроксимируют точки этого участка прямой;

• по параметрам аппроксимирующей прямой определяют коэффициент продуктивности пласта и значение пластового давления;

• поскольку модель не учитывает влияние упругости пласта на дебит остановленной скважины, получаются завышенные значения коэффициента продуктивности и заниженные значения пластового давления;

• погрешность для низкопроницаемых пластов достигает 15-20% и не превышает 5-10% для высокопроницаемых пластов, малые дебиты из которых обуславливаются большими значениями скин-фактора;

• в интегральном методе (метод подбора) подбираются оптимальные значения Р_пл и К в смысле наилучшего совмещения выделенного участка фактической кривой притока с расчетной, полученной из решения задачи

• использование дифференциального метода (метода индикаторной кривой) более оправданно, т.к. по виду индикаторной кривой более достоверно можно выделить участок, для которого можно считать адекватной модель жесткого пласта.

Примеры обработки данных ГДИ

Ниже приведены заключения по результатам обработки данных КВУ и КВД, полученные в системе Гидрозонд.