Содержание к диссертации
Введение
1. Критический анализ работ в области интерпретации результатов испытания поисково-разведочных скважин трубными испытателями пластов. Постановка задачи исследования 11
1.1. Анализ промысловой практики работ по испытанию поисково-разведочных скважин и задачи в области интерпретации результатов испытания скважин ( на примере объединения "Нижневолжо;кнефть") 14
1.2. Анализ теоретических работ в области интерпретации данных испытания поисково-разведочных скважин трубными испытателями пластов 24
2. Исследование влияния условий вскрытия и испытания пласта на точность оценки его характеристик 42
2.1. Метод моделирования процесса испытания объектов 42
2.2. Расчет дебита жидкости пластов низкой активности проявления по кривым восстановления давления 50
2.3. Исследование влияния подпакерного объема скважины, Бремени притока и времени регистрации кривых давлений на точность определения параметров пласта 61
2.4. Расчет параметров пластов с учетом влияющих факторов 7.6
3. Совершенствование методов оценки состояния присква- жинной зоны пластов по данным трубных испытателей пластов .. 89
3.1. Оценка состояния прискважинной зоны пласта при одноцикловом испытании 89
3.2. Оценка состояния прискважинной зоны пласта по дан ным многоцикловых испытаний 99
4. Расчет параметров прискважинной зоны пласта 106
4.1. Исследование режима фильтрации в прискважинной зоне пласта при существенном снижении её проницаемости 106
4.2. Графоаналитический метод определения пьезопроводности прискважинной зоны пласта 108
4.3. Аналитический метод определения пьезопроводности прискважинной зоны пласта 112
4.4. Определение размеров и параметров зоны пониженной проницаемости пласта 119
4.5.Влияние ёмкостных характеристик зоны и скважины на,продолжительность прямолинейных участков графиков давлений 138
4.6. Исследование влияния зоны кольматации на надежность определения параметров прискважинной зоны пласта 147
5. Результаты промысловых исследований и оценка экономической эффективности их внедрения 155
5.1. Условия и объем внедрения результатов исследований в промысловой практике 155
5.2. Экономическая и геологическая эффективность разработок 157
5.3. Основные выводы и рекомендации 158
Литература 160
Приложение I
- Анализ теоретических работ в области интерпретации данных испытания поисково-разведочных скважин трубными испытателями пластов
- Расчет дебита жидкости пластов низкой активности проявления по кривым восстановления давления
- Оценка состояния прискважинной зоны пласта по дан ным многоцикловых испытаний
- Аналитический метод определения пьезопроводности прискважинной зоны пласта
Анализ теоретических работ в области интерпретации данных испытания поисково-разведочных скважин трубными испытателями пластов
В период освоения метода испытания объектов трубными испытателями пластов большой объем работ выполнялся в режиме опробования (без регистрации кривой восстановления давления) и интенсивно разрабатывались методики обработки кривых притока. Практически все они приемлемы только в случае, надежного определения текущего дебита в период притока, а для многих из них необходимо знать и начальное пластовое давление. Установлено, что погрешность определения гидродинамических параметров объектов и высо -кой и низкой активности проявления по кривым притока высока.Кроме того., по ряду методик из-за их сложности расчет параметров возможен только с применением ЭВМ. Все это ограничивает их практическое применение.
Наиболее широкое применение в оценке параметров пласта и состояния его прискважинной зоны нашла методика Хорнера Д.Р., использующая кривую притока и восстановления давления [91] . Она дает удовлетворительные результаты при соблюдении следующих основных граничных условий [21] :1. Пласт-коллектор бесконечен и давление в нем перед испы -танием постоянно.2. Внутренняя зона пласта (окважина) рассматривается как исчезающе малая по сравнению с внешней.3. Пласт-коллектор однороден, горизонтален, имеет одинаковуюмощность по простиранию.4. Течение жидкости в пласте подчиняется линейному законуфильтрации Дарси, а влияние силы тяжести не учитывается. 5:. Пластовый флюид представлен только одной фазой.6. Жидкость в скважину в период притока поступает с постоянным дебитом.7. Сжимаемость и вязкость жидкости остаются постоянными в пределах изменения температуры и давления в пласте.8. Плотность жидкости изменяется по экспоненциальному закону.9. Приток жидкости из пласта в скважину после ее закрытия отсутствует.
При соблюдении перечисленных условий зависимость текущего забойного давления от времени восстановления с достаточной для промысловой практики точностью описывается известным уравнением
По координатам точек кривой восстановления давления строят график Хорнера Д.Р. в координатах Ц т+ , рі (см. рис. І.Іб). В соответствии с уравнением (І.І) он должен иметь вид прямой. При экстраполяции линии графика до пересечения с осью давлений отрезок, отсекаемый на ней, соответствует значению начального пластового давления (Р). Тангенс угла наклона ( і ) линии- графика к оси времени характеризует коэффициент гидропровод-ности пласта, который рассчитывается по формуле
В дальнейшем обозначаем _М_ = .При испытании объектов в процессе бурения некоторые из указанных выше условий не соблюдаются. Особенно часто нарушаются условия 3-6, 9. Эти нарушения существенно искажают форму кривых восстановления давления и снижают точность определения парамет ров пласта при испытании объектов низкой активности проявления. Имеются исследования, показывающие, что существенными искажающими факторами являются падение дебита в период притока, наличие "скина" и эффекта послепритока. Рассмотрим более детально некоторые из них.
Чтобы учитывать влияние падения дебита на притоке, Хорнер Д.Р. предложил определять приведенное время притока делением общего объема притока жидкости на величину дебита в конце периода притока, или использовать уравнение четырехступенчатой аппроксимации кривой падения дебита в период притока [39] .
В работе Борисова Ю.П. и Мухарского Э.Д. [6] для расчетов логарифма безразмерного времени предложена формула двухступенчатой аппроксимации кривой притока, учитывающая изменение дебита
Оде А.С. ( Odeh A.S.) и Селиг Ф. ( SeLLio F. ) [88] предложили определять приведенное время притока (Тх) с учетом изменения дебита по формуле;
В работе Сухоносова Г.Д. [60] предлагается рассчитывать фактический коэффициент продуктивности при изменяющихся депрессии и дебите в период притока через их средние значения.
Во всех этих работах предполагается, что учет изменения дебита в период притока повышает точность определения гидродинамических параметров пластов.
Автором выполнены расчеты гидродинамических характеристик пластов по обычной методике Хорнера Д.Р., с уточнением по методу Сухо носова Г. Д., и формулам (1.3 - 1.5). Установлено, что точность повышается только для объектов с дебитами в десятки кубометров в сутки и когда его изменение (дебита) между ступенями существенно больше погрешности определения этого изменения. В других случаях существенного уточнения гидродинамических характеристик не наблюдается. Для пластов же с промышленными дебитамЕг вполне приемлема и обычная методика Хорнера Д.Р. [21,22,82,91]. Именно по этим причинам описанные разработки нашли ограниченное применение при интерпретации результатов испытания объектов.
Для низкодебитных объектов одной из важнейших характеристик, является оценка состояния и размеров прискважинной зоны пласта с пониженной проницаемостью. Для таких объектов только комплексная оценка позволяет низкопроницаемые пласты надежно отделить от высокопроницаемых, имеющих существенное снижение: проницаемости прискважинной зоны. Известно много методов оценки состояния и размеров прискважинной зоны пласта,, учета ее влияния на продуктивность. Наиболее; распространены методы оценки на основе скин-эффекта и отношения продуктивности (гидропроводности) "чистого"1 пласта к продуктивности (гидропроводности) этого же пласта при наличии снижения проницаемости вокруг скважины. В некоторых, методиках изменение проницаемости учитывается коэффициентом совершенства вскрытия пласта, или через приведенный радиус скважины [22,481.Впервые оценку изменения проницаемости прискважинной зоны пласта через скин-эффект предложили Хавкинс М.Ф. ( Haw Kins M.F. ) [90] , Херст В. {Hurst W. ) [92] и Щелкачев В.Н. [82] по рас -четной формуле, имеющей вид
Расчет дебита жидкости пластов низкой активности проявления по кривым восстановления давления
Для расчета гидродинамических параметров пласта и присква -жинной зоны необходимо знание.среднего или конечного дебита в период притока. При отсутствии возможности регистрации притока (малое время притока и депрессия, низкая чувствительность манометров, частичная негерметичность бурильного инструмента и др.) параметры пласта по кривым притока вообще не определяются, а по кривым восстановления давления определяется лишь пластовое давление и параметры S , КС , DR .
В практике испытания скважин трубными пластоиспытателями число операций, имеющих качественные кривые давлений и неопре -деляемый по указанным выше причинам дебит, достаточно велико (более 20 %), Из-за отсутствия возможности определения дебита многие из таких интервалов испытаний считались практически не -проницаемыми несмотря на получение в ряде из них притока нефти после испытаний в колонне. Примером могут служить испытания ряда объектов в скважинах Белоруссии и Волгоградского Поволжья (табл.2.2), по которым в основном даны заключения, что интервалы испытаний практически непроницаемы. При тщательном их анализе установлено, что по большинству возможно определение- гидродинамических параметров пластов и часть из них может обеспечить промышленный дебит, что и было подтверждено после спуска колонны. Следовательно, в этих и других аналогичных скважинах могли быть пропущены продуктивные объекты именно из-за отсутствия возможности определения дебита при испытании.
Нами разработан (см.прилож.1) и подробно изложен в работах [65,66,67] метод определения дебита жидкости по кривым восста -новления давления, обеспечивающий достаточную для промысловой практики точность и позволяющий отличить промышленный по дебиту объект от непромышленного. Известные методы определения дебита и объема притока жидкости по восстановлению давления при закры -тии скважины на устье неприменимы к данным испытателей пластов, так как под пакером в период восстановления давления манометры регистрируют изменение давления в замкнутом объеме и в реальных условиях практически трудно перейти к изменению плотности жидкости под пакером.
Как известно, в период восстановления давления подток жидкости из пласта в подпакерныи объеш скважины продолжается. Интенсивность его: о ростом забойного давления уменьшается от величины фактического дебита в конце периода притока до исчезающе малой величины в конце восстановления давления. Объем жидкости, поступившей из пласта в подпакерныи объем при восстановлении: давления можно определить по формуле [49]
При известном времени изменения давления (например, времени вое становления давления) легко определить средний дебит (подток) жидкости по формуле
Для определения дебита в конце периода притока воспользуемся неразрывностью функции а (і) в момент закрытия запорного клапана и определим его (дебит) следующим образом. Разобьем начальный участок кривой давления на небольшие интервалы ( AI-L ) по времени и определим увеличение давления ( А р ) в каждом из этих интервалов. Затем рассчитаем по формуле (2.9) средний дебит в каждом интервале времени и по этим данным построим график зависимости среднего текущего дебита ( о ) от текущего времени ( { ) восстановления давления в системе координат I , о . При экстраполяции линии графика до пересечения с осью о (1 = 0) ,- отрезок,, отсекаемый на ней, будет соответствовать значению дебита в конце периода притока. Таким образом,, через функцию подтока в период восстановления давления определяем дебит в конце притока.
Для удобства расчетов среднего текущего дебита в период восстановления давления, на основе формулы (2.9) разработана номо -грамма (рис.2.4).
В качестве примера в табл. 2.3 приведены данные по изменению давления при испытании задонско-елецких отложений в скважине 35 Белогорская (интервал испытания 3964-4086 м,. Vn =-І„З м3). За период притока ( Т = 95 мин ) получено несколько литров нефти .. Фактический дебит определить невозможно ни по записям манометров, ни визуально по подъему столба жидкости в трубах, так как в пе -риод притока наблюдалась частичная негерметичность бурильного инструмента над запорным клапаном. Получена замедленная кривая давлений (рис.2.5), характеризующая пласт как елабопроницаемый. По данным изменения давления по формуле (2.9) рассчитаны значения а (см. табл.2.3), построен график зависимости (рис. 2.6) и определено значение дебита перед регистрацией кривой давлений, который соответствует примерно 1,0 м3/оут. В расчетах коэффи циент сжимаемости жидкости ( J3C ) в скважине под пакером был-4 -I принят равным 5.10 МПа . Найденный дебит и был принят за основу при определении гидродинамических параметров объекта. Аналогичным образом были определены дебиты, а затем гидродинамические параметры по всем скважинам,, приведенным в табл. 2.4.С целью определения погрешности и границ применимости метода на гидроинтеграторе была выполнена серия опытов по "испытанию"
Оценка состояния прискважинной зоны пласта по дан ным многоцикловых испытаний
Как было указано в главе 2, известные методы не позволяют во многих случаях дать надежную оценку параметров пласта и прискважинной зоны и отличить загрязненный пласт от "чистого". Необходимость такой оценки возникает особенно по объектам, при испытании которых были получены признаки углеводородов или насыщение не установлено. Повторные испытания этих объектов по разным причинам могут не улучшить результат и привести к окончательной их потере. Количество таких объектов составляет около 17 % (примерно 60 объектов в год) от общего числа испытываемых.
Нами проведены экспериментальные и промысловые исследования-по определению возможности оценки состояния прискважинной зоны пласта и отличия загрязненного пласта от "чистого" путем сопоставления диаграмм давлений многоцикловых испытаний без наличия конечного прямолинейного участка графика давлений [26] . На основании проведенных исследований установлено, что по данным многоцикловых испытаний вполне надежно можно ответить на вопрос.
При испытании загрязненного и "чистого" пластов многими циклами с разными продолжительноетями периодов притока по циклам характер кривых давлений должен быть одинаковым для первого и разным для второго случаев. Это вытекает из следующих известных теоретических соображений. При испытании "чистого" пласта дебит в период притока соответствует расчетному по формуле (2.7). Тогда кривые давлений с разными периодами притока должны отличаться друг от друга по темпу восстановления давления. Так, кривая давлений, соответствующая меньшему периоду притока, будет иметь более высокий темп восстановления давления, чем кривая восстанов -ления давления при большем периоде притока.
Следовательно, одним из обязательных условий использования кривых давлений многоцикловых испытаний для оценки состояния прискважиннои зоны пласта является значительная разница периодов притока по циклам и одинаковая (постоянная или почти постоянная) депрессия в периоды притока.
При испытании пласта с небольшой зоной снижения проницаемости процесс фильтрации в ней сравнительно быстро приближается к квазиустановившемуся [80] . При продолжающемся притоке воронка депрессии в зоне почти не изменяется и большая часть депрессии тратится на этой зоне. Рассчитаем аналитически по известным формулам депрессию на зоне загрязнения и изменение дебита при испытании пласта, имеющего следующие характеристики: радиус зоны пониженной проницаемости I м; радиус скважины 0,1 м; пьезопровод-ность зоны 5.10-4 г /с ; пьезопроводность пласта І0"2 м /с.При-мерно через 2,8 мин (согласно формуле 1.20) от начала дренирования воронка депрессии достигает границы зоны и начинает дрениро ваться пласт. Через 16,7 мин в зоне наступает практически установившийся режим фильтрации (при F0 =0,5 погрешность не более 2 %) [82] . Следовательно, с допустимой погрешностью можно принять, что расход жидкости на границе раздела пласт - зона равен расходу жидкости на границе зона - скважина, то есть
После преобразований и подстановки значений переменных в уравнение (3.7) определим, что на прискважинной зоне пласта, например, через 15, минут от начала притока, тратится около 97 % общей депрессии. Аналогичные расчеты, проведенные для времени притока 150 мин, показали, что на зоне тратится около 94,5 % от общей депрессии. В соответствии с депрессиями значения дебитов перед регистрацией кривых давлений для рассмотренных случаев будут отличаться всего примерно на 2,5 %.
В качестве примера, показывающего разницу в характере вое -становления давления, приведено распределение давления в пласте на конец периода притока и в скважине при восстановлении давления при двухцикловом испытании модели "чистого" (рис.3.4 а,б) и загрязненного (рис.3.4 в,г). При периоде притока 20 мин (первый цикл) радиус возмущения меньше (см. рис.3.4 а, кривая I),. чем при периоде притока 120 мин (второй цикл, кривая 2) и распределения давления по пласту существенно отличаются друг от друга Темп роста давления второго цикла значительно меньше темпа роста давления первого цикла. Следует отметить, что при испытании объекта с равными периодами притока по циклам, постоянными де -прессиями и длительными периодами восстановления давления кривые давлений практически не будут отличаться друг от друга независимо от состояния прискважинной зоны. Распределение давлений в зоне глубиной 1,2 м и снижением проницаемости в ней. в 10 раз по сравнению с пластовой, несмотря на значительную (в 6 раз) разницу в периодах притока мало изменилось от цикла к циклу. Кривые вое -становления давления первого и второго циклов практически повторяют друг друга. Следовательно, получение таких кривых давлений свидетельствует о наличии зоны загрязнения и испытание объекта необходимо повторить с увеличением и времени притока и времени восстановления давления для оценки параметров пласта [2,28] .
Из сказанного следует, что при испытании, двумя и более циклами и получении неинтерпретируемых кривых, давлений возможна качественная оценка состояния призабойной зоны пласта. Необходимыми условиями для этого являются: достаточное время дренирования пласта по циклам, чтобы в возможной зоне загрязнения наступил практически установившийся режим фильтрации ; значительная ( не менее чем в пять раз) разница продолжительности периодов притока по циклам; постоянная (близкая к постоянной) депрессия в периодах притока.
В качестве практического примера приводятся (рис.3.5) диа -граммы изменения давления, полученные при проведении многоцикловых испытаний двух объектов. Вполне очевидно, что характер кри -вых давлений по циклам испытаний не одинаков. Так, при испытании объекта в скв. I Лободинской (интервал испытания 3324-3403) кривые первого и второго циклов при их совмещении практически совпадают друг с другом (см. рис.3.5 а). При интерпретации по методу Хоряера Д.Р. объект оценен как слабопроницаемый, имеющий повышенную проницаемость прискважинной зоны (КС = 0,33). Исходя же из характера кривых давлений первого и второго циклов наиболее вероятно, что прискважинная зона пласта имеет пониженную прони -цаемость, а полученное малое значение коэффициента КС обусловлено
Аналитический метод определения пьезопроводности прискважинной зоны пласта
При отсутствии прямолинейного участка на графике давлений (под влиянием послепритока, или при испытании "чистого" пласта) оценка гидродинамических параметров зоны (гидропроводноеть,пьезо-проводность, радиус) графическим методом невозможна... Тем неменее, аналитически по темпу восстановления давления можно определить значение коэффициента пьезопроводности пласта или зоны . Оценка основана на зависимости (4.4) при условии постоянства физических и гидродинамических параметров пласта и зоны при изме -нении- в них давления. В соответствии с формулой для двух сосед -них точек на кривой давления имеем
После преобразований этих выражений получим следующую формулу для расчета пьезопроводности
Эта формула выражает зависимость между коэффициентом пьезопроводности пласта (или зоны) и изменением текущего забойного дав -ления по кривой давления. По ней можно определить пьезопровод -ность пласта с "чистой" и загрязненной зоной с учетом влияния "послепритока" . Аналитический способ эффективен при определении пьезопроводности пластов с большим подпакерным объемом, когда прямолинейный участок графика давлений очень мал и графический способ имеет большую погрешность.
Возможность практического применения аналитического способа определения коэффициента пьезопроводности подтверждается рядом опытов, смоделированных на гидроинтеграторе [13] и результатом обработки данных испытаний объектов в процессе бурения- в скважинах Кудиновской, Котовской и других площадей.
В качестве примера определим значение коэффициента пьезопро водности "чистого" пласта, смоделированного на гидроинтеграторе. Испнтывалась модель пласта со следующими параметрами: = 10 см3/(МПа.с), эе = 6.I0"3 м2/с, Др = 25 МПа, Гс = 0,1м, Vn = 5 м3. Изменение забойного давления в период восстановления давления было следующим (табл.4.2)..
"Пласт" подвергался постоянной депрессии (25 МПа) в течение 30 мин. Дебит в конце периода притока составил 350 м3/сут. Время искажения, определенное по формулам из работ [30,63] , состав -ляет примерно 1,5: мин. Начиная с этого времени, т.е. начиная с пятой точки, рассчитаем пьезопроводность по формуле (4.9). Ре -зультаты близки моделируемому коэффициенту пьезопроводности для данного опыта от шестой до IL-й точки.
Следует иметь в виду, что при правильном определении, времени искажения кривой давлений продолжающимся притоком значения коэффициента пьезопроводности "чистого" пласта рассчитываются по формуле (4.9) достаточно точно.
Аналогично по формуле (S.20) можно рассчитать значение коэффициента пьезопроводности и для прискважинной зоны. Ниже, в табл. 4.3, приведены результаты расчета коэффициента пьезопроводности-по данным испытаний на гидроинтеграторе пяти моделей "чистого" и семи моделей загрязненного пластов.
Приведенные данные свидетельствуют о достаточно высокой надежности определения коэффициента пьезопроводности пласта или его призабойной зоны аналитическим методом.
Если по изменению давления при испытании "чистого" пласта пье зо проводное ть достаточно надежно, определяется только по сравнительно короткому участку кривой давления, то для загрязненного этот участок может быть более длительным. В качестве примера приведен график зависимости пьезопроводности, рассчитанной по фор -муле (4.9), от текшего времени восстановления давления при ис -пытании пласта с небольшой зоной загрязнения (рис.4.3). Спустяпримерно II глин (соответствует времени искажения) средняя пьезо -Д 2/ пьезопроводности подтверждается рядом опытов, смоделированных на гидроинтеграторе [13] и результатом обработки данных испытаний объектов в процессе бурения- в скважинах Кудиновской, Котовской и других площадей.
В качестве примера определим значение коэффициента пьезопро водности "чистого" пласта, смоделированного на гидроинтеграторе. Испнтывалась модель пласта со следующими параметрами: = 10 см3/(МПа.с), эе = 6.I0"3 м2/с, Др = 25 МПа, Гс = 0,1м, Vn = 5 м3. Изменение забойного давления в период восстановления давления было следующим (табл.4.2)..
"Пласт" подвергался постоянной депрессии (25 МПа) в течение 30 мин. Дебит в конце периода притока составил 350 м3/сут. Время искажения, определенное по формулам из работ [30,63] , состав -ляет примерно 1,5: мин. Начиная
