![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •5. Газогидродинамические методы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации
- •5.1 Определение параметров пласта по данным исследования вертикальных скважин на нестационарном режиме фильтрации газа
- •5.2 Методы обработки квд
- •5.3 Влияние различных факторов на форму квд, снятых в газовых скважинах
- •5.4 Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления
- •5.4.1 Приток газа к скважине после ее закрытия
- •5.4.2 Учет неизотермичности процесса восстановления давления
- •5.4. Влияние неоднородности пластов по площади на форму квд
- •5.5 Определение параметра анизотропии пласта по квд
- •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
- •5.6.2 Возможные методы оценки параметров пластов, вскрытых горизонтальными газовыми скважинами, по кривым восстановления давления
- •5.6.3 Методические основы обработки квд, снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •2. Метод обработки квд снятых с горизонтальных газовых скважинах разработанных для таких скважин.
- •5.6.4 Использование расчетных формул, полученных для вертикальных скважин
- •Использование расчетных формул для обработки квд, снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •Обработка квд, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших неоднородные пласты.
- •5.6.5 Использование метода обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита после пуска вертикальных скважин, для обработки ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах
- •5.6.6 Методы обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита снятых в горизонтальных газовых скважинах
- •5.6.7 Обработка ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших однородные пласты
Обработка квд, снятых в горизонтальных скважинах, вскрывших неоднородные пласты.
В целом на фрагментах неоднородных пластов были сняты семь различных КВД. В частности: V1kvd3n, V2kvd3n, V3kvd3n, V4kvd3n, V5kvd3n, V6kvdРН и V7kvd3n. Эти варианты отличаются последовательностью залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и расположением горизонтального ствола в одном из этих пропластков. Как следует из шифра вариантов, ствол скважины по этим вариантам расположен в третьем пропластке.
По КВД, снятым у поворота ствола и у его торца, были рассчитаны проницаемости, которые в целом должны характеризовать все пропластки, так как они имеют гидродинамическую связь, а также одновременного вскрытия всех пропластков по варианту V6kvdPH. При этом на величину проницаемости прежде всего должны влиять свойства вскрываемого пропластка.
Результаты
определения проницаемости по КВД, снятых
у торца ствола по вариантам V1kvd3n,
V2kvd3n,
V3kvd3n,
V4kvd3n,
V5kvd3n,
V6kvdРН
и V7kvd3n
по конечному участку КВД оказались:
k1=0,226,
k2=0,100,
k3=0,160,
k4=0,012,
k5=0,003,
k6=0,1
и k7=0,239
мкм2.
Модельные значения вскрываемых
пропластков, за исключением варианта
V6kvdРН
соответственно были k1=0,05,
k2=0,100,
k3=0,300,
k4=0,01,
k5=0,05,
k6=0,1
и k7=0,3
мкм2.
Из перечисленных 7-ми вариантов расчетные
значения проницаемости совпали по
вариантам V2kvd3n,
V4kvd3n,
V6kvdРН
и V7kvd3n.
Аналогичные показатели, полученные по
КВД, снятые у поворота ствола, оказались
k1=1,468,
k2=0,462,
k3=0,625,
k4=1,562,
k5=0,132,
k6=0,376
и k7=1,32
мкм2
и все они значительно выше модельных
значений проницаемостей. Если эти же
КВД, снятые у торца ствола и у поворота
от горизонтального направления к
вертикальному, обработать по формуле,
когда продолжительность работы скважины
перед остановкой сопоставима с
продолжительностью процесса восстановления
давления, т.е. по формуле
,
то значения коэффициентов проницаемостей
по перечисленным выше вариантам оказалась
(см.таблицу
5.1) k1п=0,287
и k1т=0,087,
k2п=0,193
и k2т=0,084,
k3п=0,231
и k3т=0,096,
k4п=0,292
и k4т=0,074,
k5п=0,298
и k5т=0,06,
k6п=0,705
и k6т=0,125,
k7п=0,287
и k7т=0,085
мкм2.Из
этих результатов следует, что значения
проницаемости, по всем вариантам,
рассчитанные по этой методике обработки
КВД на повороте, также выше проницаемости
КВД, снятой у торца.
При использовании метода обработки КВД, снятой в скважине, расположенной в пласте конечных размеров, результаты расчетов проницаемостей у поворота и у торца ствола оказались k1п=0,0178 и k1т=0,0149, k2п=0,0284 и k2т=0,0076, k3п=0,327 и k3т=0,0060. Эти значения проницаемостей значительно ниже проницаемостей, использованных при моделировании, за исключением вариантов V3kvd3n, V4kvd3n и V5kvd3n.
5.6.5 Использование метода обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита после пуска вертикальных скважин, для обработки ксДиД, снятых в горизонтальных скважинах
Теоретически параметры, определяемые по кривым восстановления давления и по кривым стабилизации давления и дебита после пуска, не должны давать одинаковые результаты о параметрах пласта, так как при обработке КВД не учитывается влияние кольматации призабойной зоны, а при обработке КСДиД используются дебиты с учетом влияния загрязнения этой зоны.
Возможность использования методов обработки КСДиД, разработанные для вертикальных скважин при обработке кривых стабилизации давления и дебита, снятых в горизонтальных скважинах, имеют больше ограничений, чем КВД. Это связано с тем, что дебит горизонтальной скважины более существенно снижается после ее пуска в работу, чем дебит вертикальных и с характером изменения формы и размеров зоны, дренируемой горизонтальной скважиной. При сравнительно большой толщине однородного пласта с учетом сил гравитации методы обработки КСДиД, полученные для вертикальных скважин, могут быть использованы и для горизонтальных скважин.
Пригодность в
пределах толщины пласта методов обработки
кривых стабилизации забойного давления
и дебита, полученных для вертикальных
скважин, для горизонтальных скважин
обработка была проверена путем проведения
математических экспериментов на моделях
фрагментов различных месторождений.
Результаты этих экспериментов,
обработанные в координатах
от
представлены в приложении.