Гидродинамическое исследование скважины,эксплуатирующей одновременно несколько пропластков

                 Если известны вязкость жидкости  в пластовых условиях µ и  толщина пласта h, то по последней формуле находится значение коэффициента проницаемости пласта: 

                  Далее по известному угловому  коэффициенту i = tgϕ и радиусу скважины из первого равенства (2.4) можно определить коэффициент пьезопроводности пласта: 

                 Отметим, что область применения указанных простых приемов интерпретации результатов исследования нефтяных скважин ограничивается условиями, при которых справедлива формула (2.1), а именно: скважина рассматривается как источник постоянной интенсивности в бесконечном однородном пласте, и возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину. 
 
 

      

      Рис. 7. Преобразованный график восстановления забойного давления 

                В случае ограниченного пласта, когда изменение давления, вызванное  закрытием скважины, доходит до  его границы, КВД в скважине  начинает искажаться, а через  достаточно большое время выходит  на горизонтальную асимптоту,  соответствующую стационарному  распределению давления. Поэтому  длина прямолинейного участка  на кривой 1(рис. 7) ограничена.

                Кроме того, в реальных условиях  скважину нельзя остановить мгновенно. Посте ее закрытия на устье приток флюида из пласта продолжается еще некоторое время из-за упругости жидкостей и газов заполняющих скважину. Время выхода на асимптоту должно, очевидно, превышать время дополнительного притока. Поэтому возможны условия при которых прямолинейный участок на КВД появляется через значительный промежуток времени либо даже вовсе не существует.

               Поскольку длительная остановка  скважины нежелательна, были развиты  методы определения параметров  пласта по наблюдениям неустановившихся  режимов, лишенные указанных недостатков  и учитывающие, в частности,  время работы скважины до ее  остановки (метод Хорнера), а также приток флюида в скважину после ее остановки. 
 

      1.3 Метод гидропрослушивания

              Гидропрослушивание заключается в изучении особенностей распространения упругого импульса (возмущения) в пласте между различными скважинами. Для этого в одной из скважин, называемой возмущаюшей скважиной, изменяют режим работы; это может быть остановка скважины, ее пуск в работу с постоянным дебитом или изменение забойного давления и дебита. После создания импульса в возмущающей скважине наблюдают за изменением давления в соседних реагирующих скважинах. Совершенно очевидно, что изменение давления в реагирующих скважинах обусловлено как импульсом в возмущающей скважине, так и параметрами пласта в направлении каждой реагирующей скважины.

             Методы гидропрослушивания обладают большой разрешающей способностью и позволяют кроме гидропроводности, определить в явном виде и пьезопроводность области реагирования.

             В настоящее время методы гидропрослушивания применяются не только для оценки взаимодействия (интерференции) скважин, но и для определения непроницаемых границ и положений водо-нефтегазовых контактов, для определения мест локальных и площадных перетоков между пластами и др.

             Известно несколько методов гидропрослушивания, отличающихся различными способами создания возмущающего импульса:

      — изменением дебита возмущающей скважины па постоянную величину;

      — созданием фильтрационных гармонических волн давления; а также разными способами обработки кривых изменения забойного давления в реагирующих скважинах:

      — с использованием эталонной кривой;

      — дифференциальный и интегральный;

      — по характерным точкам кривых реагирования;

      — по экстремуму кривой реагирования.

             Отметим, что точность определения параметров пласта по данным гидропрослушивания зависит не только от качества используемой измерительной аппаратуры, но и от того, что происходит в соседних от возмущающей скважинах, т. е. от общего гидродинамического фона в исследуемой области залежи (месторождения). Поэтому для получения качественной информации необходимо по возможности стабилизировать режимы работы всех скважин, находящихся в исследуемой области.        Изменение давления в бесконечном однородном пласте, дренируемом точечным стоком с постоянным дебитом Q, описывается следующим образом:

                        ,               (3.1)

где ∆P(t,r) — изменение пластового давления в произвольной точке пласта (в реагирующей скважине), вызванное изменением дебита на величину Q в возмущающей скважине;

             r — расстояние от возмущающей до реагирующей скважины, м.

             Кривую изменения давления в  реагирующей скважине будем называть  кривой реагирования. Изменение  дебита в возмущающей скважине  должно быть мгновенным, под которым  понимается остановка скважины  при работе ее в стационарном  режиме с постоянным дебитом  Q; пуск в работу с постоянным  дебитом Q, если скважина простаивала  достаточно долгое время или  просто изменение дебита возмущающей  скважины. Под стационарным режимом  работы возмущающей скважины  при гидропрослушивании понимается стационарная работа всей исследуемой области, включая и реагирующие скважины. 
 
 
 
 

      1.4 Метод карт изобар

     Используют  для исследования пласта в целом  или отдельных крупных его  участков. Этот метод предусматривает  измерение пластового давления во всех или в большинстве скважин  изучаемого участка пласта и воспроизведение  на базе полученных данных общей картины  распределения давления в пласте путем построения так называемой карты изобар.

      С помощью карт изобар решают такие  практические задачи, как определение  параметров пластов, оценка скоростей  движения жидкостей в различных  участках пласта и др.

      К гидродинамическим методам исследований, основанным на изучении неустановившихся процессов фильтрации жидкостей  и газов, относят метод восстановления давления и метод гидропрослушивания.

      
 

    Рисунок 8 - Карты изобар: 

    1 — карта изолиний пластовых  давлений; 2 — карта изобар, совмещенная  со структурной картой. 
 
 

         Карта, показывающая распределение пластового давления динамического в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ карт изобар позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда карт изобар построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным пластовым давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    2 ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТЕЙ  ПЛАСТА НА

    ФОРМУ КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ

    ДАВЛЕНИЯ  И ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ 

              Под неоднородностью продуктивных пластов мы будем понимать непостоянство (изменчивость) их гидродинамических свойств (гидропроводности и пьезопроводности) по площади и вертикальному разрезу. Все продуктивные пласты в той или иной мере неоднородны. По характеру неоднородности пласты подразделяются на микронеоднородные и макронеоднородные.

           Микронеоднородность пластов может быть обнаружена даже в пределах участков с очень малыми размерами. Например, если из отбираемого при бурении керна изготавливается (выпиливается) несколько образцов и по каждому из них лабораторными методами определяется проницаемость, то она практически никогда не оказывается одинаковой для всех образцов. Чем больше образцов, тем большим получается набор значений проницаемости. Это объясняется главным образом геологическими условиями образования пластов (условиями осадкообразования), различными размерами и разной степенью окатанности зерен породы, различным составом зерен и связывающего их цемента и т. п. Опыт показывает,  что микронеоднородность пластов существенно не влияет на форму кривых восстановления давления и гидропрослушивания. Она остается такой же, как и в случае пластов однородных. Но при этом определяемые по кривым параметры ε и χ следует рассматривать как величины, осредненные для изучаемого участка пласта.

           Под макронеоднородностью мы будем понимать изменение средних свойств пластов по площади и разрезу. Одним из видов такой неоднородности пластов является изменчивость их свойств по разрезу. Пласт, имеющий такого рода неоднородность, можно рассматривать как объект, состоящий из нескольких слоев (пластов, пропластков) с различными средними значениями ε и χ. Кривые восстановления давления и гидропрослушивания, получаемые при исследовании пластов, имеющих неоднородность такого типа, по форме также не отличаются от соответствующих кривых для однородного пласта, но определяемые при их обработке параметры ε и χ характеризуют средние свойства всего вскрытого разреза. Свойства отдельных слоев (пластов, пропластков) можно определить методами послойного изучения .

           Другим видом макронеоднородности является так называемая зональная неоднородность — изменчивость средних значений параметров ε и χ по площади распространения пласта. Если изменение этих параметров в различных направлениях происходит постепенно и плавно, то оно существенно не влияет на вид кривых восстановления давления, получаемых по отдельным скважинам, и кривых гидропрослушивания по отдельным участкам. В случае резко выраженной зональной неоднородности ее влияние на форму этих кривых становится заметным, что необходимо учитывать при обработке.

           Одним из примеров резко выраженной  зональной неоднородности является  различие между средними значениями  параметров ε и χ в призабойной зоне пласта (радиусом в несколько метров) и средними значениями ε и χ более удаленной от скважины зоны (радиусом в несколько десятков или сотен метров). Такая неоднородность при достаточно больших размерах призабойной зоны сказывается на форме кривых восстановления давления. В большинстве случаев эти кривые, построенные в координатах ∆р—lgt имеют два прямолинейных участка (рис. 8). Форма кривой на рис. 8, а соответствует случаю, когда гидропроводность пласта в призабойной зоне меньше средней гидропроводности в удаленной зоне (уклон первого участка больше, чем уклон второго). Неоднородность рассматриваемого вида имеет, как правило, искусственное происхождение. Свойства пласта в призабойной зоне могут ухудшаться, например вследствие загрязнения фильтратом бурового раствора при вскрытии пласта, выпадения вблизи забоя парафина или смолисто-асфальтовых веществ, загрязнения пласта механическими примесями при закачке, снижения фазовой проницаемости для жидкости в районе нагнетательных скважин разрезающих рядов вследствие остаточного нефтенасыщения и т. п.

           Увеличение гидропроводности в призабойной зоне пласта может быть связано: с наличием в этой зоне трещин, возникших при бурении и перфорации; выносом частиц породы с потоком добываемой жидкости; различными обработками призабойной зоны (гидроразрыв, прогрев, кислотная обработка и т. п.).

           Существуют методы обработки  кривых восстановления давления, типа приведенных на рис. 8, позволяющие определять и радиус зоны с параметром .

           Одним из распространенных видов  макронеоднородности пластов является наличие в них непроницаемых границ и границ, на которых резко изменяются параметры ε и χ. 

      

    Рис 8. Влияние неоднородности пласта в призабойной зоне

    на  форму кривых восстановления давления 

           К числу непроницаемых могут  быть отнесены границы выклинивания  пластов (рис. 9, а), поверхности сдвигов блоков породы относительно друг друга (рис. 9,б и в), поверхности запечатывания проницаемых пород непроницаемыми (рис. 9,г), поверхности непроницаемых включений (рис.9, д) и т. п.

           К границам резкого изменения  свойств пластов можно отнести поверхность ВНК (вследствие разницы в вязкости и упругости нефти и воды гидропроводность и пьезопроводность для нефтеносной и водоносной частей пласта будут различными); поверхность ГНК; поверхности низко- и высокопроницаемых включений и т. п.

           Влияние границ сказывается на  форме кривых восстановления  давления и гидропрослушивания, если эти границы располагаются не слишком далеко от исследуемых скважин (рис. 10). 

      

    Рис. 9. Различные виды непроницаемых границ в пластах.

          Предположим, что исследуемая  скважина расположена вблизи  прямолинейной, достаточно протяженной  границы АВ так, как это показано  на рис. 10, а. Предположим также,  что в зонах 1 и 2 пласт однороден и имеет гидропроводность в зоне 1 и в зоне 2.

           В пласте содержится однофазная  жидкость, и изменение дебита  ∆W скважины с целью ее исследования методом восстановления давления производится скачкообразно. В этом случае получаемая кривая в координатах ∆р, lgt при отсутствии границы должна была бы иметь вид прямой линии 1-1' (см. рис. 10,б). Если граница АВ непроницаема, то на протяжении некоторого промежутка времени получаемая кривая (при том же импульсе ∆W) будет совпадать с линией 1—1' (участок 1—0), а затем начнет отклоняться вверх (участок 0—2).