Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Термогидродинамические исследования пластов, вскрытых горизонтальными скважинами
1.1. Современное состояние исследований горизонтальных скважин
1.2. Термогидродинамические процессы в системе "горизонтальная скважина - пласт" 26
1.3. Модели теплообмена системы "горизонтальная скважина - пласт" 34
Выводы по главе 1 41
Глава 2. Разработка математических моделей термогидродинамических полей в системе "горизонтальная скважина - пласт" 43
2.1. Математическая модель термогидродинамических процессов в системе "горизонтальная скважина - пласт" 44
2.2. Учет влияния силы тяжести и анизотропии проницаемости на гидродинамические процессы в изотермическом приближении 46
2.3. Учет влияния термодинамических эффектов и смешивания потоков на температурное поле в пласте с горизонтальной скважиной 57
2.4. Моделирование неизотермического двухфазного расслоенного течения нефти и воды в стволе горизонтальной скважины 68
Выводы по главе 2 72
Глава 3. Исследования термогидродинамических процессов в системе "горизонтальная скважина - пласт" 73
3.1. Влияние силы тяжести на гидродинамические процессы в системе "горизонтальная скважина - пласт" 73
3.2. Формирование температурного поля в пласте, вскрытом горизонтальной скважиной 79
3.3. Формирование температурного поля в интервалах притока флюида в ствол горизонтальной скважины 81
3.4. Исследование нестационарного неизотермического расслоенного двухфазного течения в стволе горизонтальной скважины 87
Выводы по главе 3 106
Глава 4. Пути практического использования результатов термогидродинамических исследований в системе " горизонтальная скважина - пласт" 107
4.1. Анализ методов оценки фильтрационных параметров пласта 107
4.2. Основные положения по оценке фильтрационных параметров пласта 112
4.3. Метод поиска минимума функционала 114
4.4. Методика оценки длины работающих интервалов 116
4.5. Способ определения фильтрационных параметров пласта 117
4.6. Результаты определения фильтрационных параметров пласта 121
Выводы по главе 4 135
Заключение 137
Список литературы 139
- Термогидродинамические процессы в системе "горизонтальная скважина - пласт"
- Учет влияния термодинамических эффектов и смешивания потоков на температурное поле в пласте с горизонтальной скважиной
- Исследование нестационарного неизотермического расслоенного двухфазного течения в стволе горизонтальной скважины
- Основные положения по оценке фильтрационных параметров пласта
Введение к работе
Увеличение фонда горизонтальных скважин связано с развитием прогрессивных технологий сооружения горизонтальных стволов и с перспективой повышения нефтеотдачи пластов. Для эффективной эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) необходима полная информация о процессах в системе "скважина - пласт" и проведение комплекса мероприятий по контролю за разработкой нефтяных месторождений приобретает первостепенное значение. Основную роль в этом комплексе играют геофизические методы.
В настоящее время широкое развитие на практике получили гидродинамические и термометрические методы исследования скважин. Однако их успешное применение в горизонтальных скважинах затрудняется слабой изученностью термогидродинамических процессов в пласте и стволе горизонтальной скважины.
Изученность процессов в горизонтальных скважинах, в настоящее время, ограничивается рассмотрением в основном гидродинамических особенностей эксплуатации пласта горизонтальными скважинами и изучением термодинамических процессов только в стволе горизонтальной скважины. Реальный процесс фильтрации флюидов в пласте с горизонтальной скважиной сопровождается влиянием силы тяжести, силы трения, проявлением термодинамических эффектов (Джоуля-Томсона и адиабатического эффектов) как в пласте, так и в стволе скважины. Изучению влияния этих эффектов на термогидродинамические процессы в системе "пласт - горизонтальная скважина" уделено мало внимания. Проведение экспериментальных и промысловых исследований связано с большими затратами. В связи с этим актуальным является теоретическое исследование нестационарных термогидродинамических процессов в системе "горизонтальная скважина - пласт" с учетом влияния силы тяжести, силы трения, анизотропии проницаемости и термодинамических эффектов.
Особенностью эксплуатации пласта горизонтальной скважиной является наличие протяженного участка притока флюида, которое в совокупности с геологическими свойствами пласта влияет на технологические показатели разработки.
Протяженный участок притока влияет на формирование распределения давления в пласте. При одних тех же фильтрационных параметрах пласта воронка депрессии в пласте с горизонтальной скважиной вытянута по стволу скважины и обладает большей зоной проникновения в отличие от вертикальной скважины. Протяженный участок дренирования, влияние геологических свойств пласта и необходимость использования депрессии на пласт в связи с поздней стадией разработки некоторых месторождений, приводит к возрастанию риска возникновения обводненности продукции скважины, связанному с наличием в эксплуатируемом пласте подошвенной воды, и возможному разрушению призабойной зоны пласта в интервале притока. Поэтому становится актуальной исследование скважины при малой депрессии на пласт. При малых депрессиях увеличивается влияние силы тяжести, которая оказывает роль на процесс фильтрации флюидов в пористом пласте.
В реальной скважине наблюдаются различные термодинамические эффекты. Несмотря на то, что все эти эффекты хорошо изучены, использование их для интерпретации геофизических исследований для горизонтальных скважин затруднительно. Тем не менее, существует возможность определения нефтеводопритоков в случае, если возникает расслоенный режим течения флюидов в стволе скважины. В связи с этим становится актуальным исследование термогидродинамических процессов в стволе горизонтальной скважины.
Целью диссертационной работы является повышение достоверности решения задач термометрией при промысловых исследованиях горизонтальной скважины на основе изучения особенностей термогидродинамических процессов в системе "скважина - пласт".
Для достижения поставленной цели были выделены следующие основные задачи исследований:
Анализ литературных источников в области геофизических методов исследования горизонтальных скважин и моделирования термогидродинамических процессов в пласте с горизонтальными скважинами.
Математическое моделирование, исследование термогидродинамических процессов при совместной работе горизонтальной скважины и пласта, разработка алгоритма определения фильтрационных параметров пласта.
Исследование нестационарного температурного поля расслоенного двухфазного потока (нефть - вода) в стволе горизонтальной скважины с учетом термодинамических эффектов.
Определение путей практического использования результатов термогидродинамических исследований горизонтальных скважин.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы.
В первой главе приводится обзор работ по исследованию горизонтальных скважин. Изучению гидродинамических особенностей эксплуатации пласта горизонтальной скважиной посвящены многочисленные публикации отечественных (Григорян A.M., Борисов Ю.П., Пирвердян A.M., Полубаринова-Кочина П.Я., Никитин Б.А., Пилатовский В.П., Григулецкий В.Г., Меркулов В.П., Пятибрат В.П., Рассохина Г.В., Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко B.C., Санкин В.М., Черных В.А., Кнеллер Л.Е., Шагиев Р.Г., Муслимов Р.Х., Алиев З.С., Лысенко В.Д., Дияшев Р.Н., Иктисанов В.А., Лукьянов Э.Е., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х., Корнильцев Ю.А., Янгуразова З.А., Мукминов И.Р., Волков Ю.А., Конюхов В.М., Чекалин А.Н., Глебочева Н.К., Тагиров К.М., Нифантов В.И., Проселков Е.Ю. и др.) и зарубежных авторов (Joshi S.D., Чарльз Д.Д., Скир И.Л., Dikken В.J., Penmatcha V.R. и др.).
Исследованию особенностей термогидродинамических процессов в пласте, вскрытом горизонтальной скважиной, посвящены работы Валиуллина Р.А., Федорова В.Н., Рамазанова А.Ш., Федотова В.Я., Шарафутдинова Р.Ф., Яруллина Р.К., Мешкова В.М.
Большинство авторов отмечают сложность возникающих термогидродинамических процессов в системе "горизонтальная скважина -пласт", связанную с малой изученностью данного объекта. Использование нестационарных термогидродинамических процессов при совместной работе пласта и горизонтальной скважины позволяет получить дополнительную информацию о работе системы "горизонтальная скважина - пласт". В этой главе приводится описание основных термодинамических процессов, участвующих в формировании температурного поля в пласте, вскрытом горизонтальной скважиной. Показано, что температура в действующей горизонтальной скважине формируется естественным тепловым полем Земли, изменением температуры за счет проявления баротермического эффекта, смешиванием флюидов с различными теплофизическими свойствами в интервалах притока и теплообменом с окружающими породами.
Во второй главе приводятся математические модели термогидродинамических полей в системе "горизонтальная скважина -пласт". Математическая модель учитывает влияние силы тяжести, анизотропии проницаемости при фильтрации флюида в пласте, силы трения при движении флюида в скважине и баротермического эффекта. При составлении математической модели совместной работы горизонтальной скважины и пласта использованы: уравнение неразрывности потока в пласте, закон Дарси, уравнение движения флюида в стволе горизонтальной скважины, уравнение неразрывности флюида в скважине, уравнение сохранения энергии в пласте и стволе горизонтальной скважины, уравнение состояния флюида. Показано, что учет совместной работы скважины и пласта при моделировании термогидродинамических процессов с учетом
влияния силы тяжести и анизотропии проницаемости влияет на прогнозные значения дебита и добычи флюида. Предложена математическая модель неизотермического двухфазного расслоенного течения нефти и воды в стволе горизонтальной скважины.
В третьей главе приведены результаты теоретических исследований термогидродинамических процессов в системе "горизонтальная скважина -пласт". Изучено влияние силы тяжести, анизотропии проницаемости и сжимаемости флюида. Получены условия, при которых необходимо учитывать влияние силы тяжести на термогидродинамические процессы в пласте, вскрытом горизонтальной скважиной. Исследовано формирование температурного поля в стволе горизонтальной скважины при расслоенном течении нефти и воды. Показано, что существует возможность выявления нефтеводопритоков при регистрации распределения температуры по сечению и стволу горизонтальной скважины.
Четвертая глава посвящена разработке метода оценки фильтрационных параметров пласта, вскрытого горизонтальной скважиной и сравнение результатов промыслового эксперимента и математического моделирования.
В заключении представлены основные выводы и рекомендации по выполненной работе.
По результатам исследований опубликовано 15 печатных работ.
На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:
Разработана математическая модель термогидродинамических процессов системы "горизонтальная скважина - пласт", которая позволяет выявить особенности температурного поля, оценить фильтрационные параметры пласта.
Учет влияния силы тяжести в расчетах прогнозируемого дебита необходим при депрессиях на пласт менее 5 атм.
Проявление термодинамических эффектов в системе "скважина-пласт" при нестационарном расслоенном двухфазном течении (нефти и воды)
в стволе горизонтальной скважины позволяет по анализу распределения температуры определить границу раздела фаз.
Автор выражает огромную признательность д.т.н. Валиуллину Р.А. за консультации в области контроля разработки нефтяных месторождений термометрическими методами, научному руководителю д.ф.-м.н. Шарафутдинову Р.Ф. за консультации в области теории тепло - и массопереноса и поставленные научно-практические задачи, д.т.н. Рамазанову А.Ш. за консультации в области методов гидродинамических исследований скважин.
Автор благодарен специалистам «СургутНИПИнефть», д.т.н. Федорову В.Н., к.т.н. Мешкову В.М. за помощь при внедрении результатов работы.
Автор выражает отдельную благодарность сотрудникам и преподавателям кафедры геофизики старшему преподавателю Федотову В.Я., д.т.н. Назарову В.Ф., к.ф.-м.н. Яруллину Р.К. за полезные обсуждения работы.
Термогидродинамические процессы в системе "горизонтальная скважина - пласт"
При разработке нефтегазоносных пластов содержащиеся в них флюиды могут приобрести температуру, отличную от естественной температуры пластов [4, 5, 111]. Изменения температуры в продуктивных пластах могут быть вызваны:
Действием термодинамических эффектов при фильтрации пластовых флюидов в пористой среде: баротермический эффект, эффект фазовых превращений (при выделении растворенного газа, выпадении парафина и ДР.)[Ю4];
Искусственным тепловым воздействием на продуктивные коллекторы в процессе применения той или иной технологии разработки [5]: нагнетание в пласты различных рабочих агентов - теплоносителей с температурой, отличной от начальной пластовой, с целью поддержания пластового давления и повышения степени извлечения нефти;
Осуществлением различных термохимических процессов, в результате которых происходит генерация теплоты в коллекторах и призабойной зоне скважины [111].
При разработке месторождений возникают различные сочетания указанных процессов, что приводит к неизотермическому характеру фильтрации [116].
Особенностью метода термометрии является термодинамическая связь процессов, происходящих в пласте и скважине. Факторы, влияющие на формирование полей температуры и давления и их регистрацию: режим работы скважины, изменение забойного давления во времени, газопроявление, различие пластового давления при вскрытии многопластовых объектов, влияние скорости потока флюидов, скорость регистрации распределения температуры, разрешающая способность термометров и т.д.
Анализ результатов промыслового эксперимента показывает, что температура в действующей скважине формируется естественным тепловым полем Земли, проявлением баротермического эффекта в нестационарном поле давления, калориметрическим смешиванием флюидов с различными теплофизическими свойствами в скважине и теплообменом с окружающими породами. Для использования термодинамических процессов с целью диагностики работы скважины необходимо знать условия проявления каждого из процессов.
Особенности термогидродинамических процессов в горизонтальной скважине связаны также с ее конструкцией: а) зона притока в большинстве случаев находится в необсаженном стволе горизонтального участка, а регистрация температуры ведется внутри НКТ или хвостовика колонны; 2) в длительно - простаивающих скважинах температура по стволу скважины, при отсутствии движения флюидов, принимает геотермическое распределение, связанное с траекторией скважины; 3) внутри ствола скважины, при малых дебитах потока, происходит расслоение потоков флюидов, в результате чего наблюдается не монотонность профиля температуры в сечении скважины, которое, в свою очередь, влияет на процессы теплообмена при движении флюида; 4) наличие за колонного движения флюидов, при этом возрастает роль конвективного теплообмена за скважиной, что приводит к формированию сложного характера распределения температуры.
Учет этих особенностей термогидродинамических процессов при интерпретации данных геофизических исследований позволяет повысить достоверность и эффективность термометрических методов исследования горизонтальных скважин.
Изменение температуры в насыщенной пористой среде, обусловленное изменением давления, называется баротермическим эффектом [17, 86, 87]. В случае отсутствия теплообмена с окружающими породами изменение температуры при изменении давления происходит за счет адиабатического эффекта. В случае движения флюида в пористой среде за счет перепада давления температура системы изменяется благодаря эффекту Джоуля -Томсона.
Изменения температуры в пласте с горизонтальной скважиной при стационарном режиме обуславливается эффектом Джоуля - Томсона. Эффект Джоуля - Томсона наблюдается при ламинарном течении флюида через пористую перегородку без теплообмена с окружающей средой [15, 18, 88]. Пусть Pj и Р2- давления у пористой перегородки. Тогда величина изменения температуры при движении флюида через такую перегородку пропорциональна величине перепада давления: где є - дифференциальный коэффициент Джоуля - Томсона.
Пусть f/jH U2 - внутренняя энергия флюида до и после прохождения флюида через пористую перегородку; V, иУ2- соответственно его объемы. Из адиабатического характера процесса следует:
Величина Н =U + PV- энтальпия - описывает термодинамическое состояние систем в зависимости от давления Р и температуры Т ((1.16) получено без учета потерь энергии на трение о пористую перегородку, так как эти потери очень малы).
Учет влияния термодинамических эффектов и смешивания потоков на температурное поле в пласте с горизонтальной скважиной
В работе Чекалюка Э.Б. [111] также приводится оценка эффекта теплообмена между твердым скелетом пористого тела и насыщающей его жидкостью или газом. Для оценки теплового потока используется закон теплопередачи Ньютона-Рихмана. Отличие состоит в том, что учитывается зависимость коэффициента теплопередачи от площади поверхности смачивания: где 0 - температура пористого тела; а - коэффициент теплопередачи; О. -площадь поверхности смачивания в единице объема пористой среды.
Теплообмен между твердой и жидкой фазами пористой среды совершается через поверхность смачивания, которая может рассматриваться как поверхность практически совершенного теплового контакта. Температура в точке совершенного теплового контакта будет одинакова для твердой и жидкой фаз. Характер процесса теплообмена обусловлен в данном случае формой, размерами и термическими коэффициентами соприкасающихся тел. Площадь поверхности смачивания может быть вычислена по усредненным параметрам пористой среды: где m - пористость, к - проницаемость в Д. Процесс теплопередачи в пористой среде в первом приближении можно моделировать одномерным тепловым потоком. Оценка распределения температур в пористой среде и флюиде показывает, что для использования зависимости теплопередачи по формуле Ньютона необходимо использовать следующую запись для коэффициента теплопередачи: Отсюда можно сделать вывод, что коэффициент теплопередачи а зависит не только от теплопроводности X, но и от масштаба пористой среды h или от поверхности смачивания О.. Таким образом, исследования по теплообмену в пористой среде и насыщающей его жидкостью показывают, что теплообмен в пористой среде протекает быстрее, чем это вытекает из закона теплопередачи Ньютона Рихмана. Коэффициент теплопередачи а растет прямо пропорционально теплопроводности А и поверхности смачивания Q. Кроме того, разность температур пористого тела и насыщающей его жидкости мала и стремится к нулю с течением времени без влияния дополнительных источников теплоты. Таким образом, можно рассматривать пористую среду и флюид как одно целое в задачах теплообмена и принять температуру пористой среды и флюида одинаковой. Тогда можно определить теплопроводность системы пористая среда - флюид по формуле: где Af, As - теплопроводность флюида и породы; m - пористость. Приведем примеры значений теплофизических параметров [8,17, 97]: Как видно из таблицы 1.8 теплопроводность системы "скважина-пласт" для пористого пласта определяется теплопроводностью скелета породы. Учет теплопроводности необходим при исследовании длительно простаивающих горизонтальных скважинах. В этом случае за счет влияния естественного теплового поля Земли распределение температуры по стволу горизонтальной скважины связано с траекторией ствола скважины и практически повторяет по форме данные инклинометрии[112]. В этом случае говорят о геотермическом распределении температуры, которое может быть охарактеризовано геотермическим градиентом Г. В длительно работающей скважине за счет теплообмена между скважиной и окружающими ее породами в достаточно мощных пластах устанавливается геотермическое распределение [105, 111]. Выводы но главе 1 1. На сегодняшний день приоритет при исследованиях горизонтальной скважины отдается гидродинамическим методам. Слабая изученность и сложность термодинамических процессов, происходящих при работе горизонтальной скважины и пласта, снижают эффективность использования метода термометрии. Между тем использование особенностей термогидродинамических процессов позволяет расширить возможности решения задач по диагностике состояния пластов, вскрытых горизонтальными скважинами. 2. Информативность метода термометрии будет обеспечена при совместном рассмотрении гидродинамического состояния системы "скважина - пласт" с температурным полем. 3. Практически не изучено влияние силы тяжести на термогидродинамические процессы в системе "горизонтальная скважина пласт". 4. Исследования распределения температуры по стволу горизонтальной скважины существующими приборами не всегда эффективны при решении задач выявления работающих интервалов. 5. Применение аналитических зависимостей для оценки потенциальных дебитов горизонтальной скважины ограничено ввиду сложности протекающих процессов для реальной скважины. Поэтому возникает необходимость создания численных термогидродинамических моделей для исследования системы "горизонтальная скважина - пласт".
Исследование нестационарного неизотермического расслоенного двухфазного течения в стволе горизонтальной скважины
Для получения решения приближенного к реальным пластовым условиям необходимо задавать распределение параметров, входящих в уравнение (2.22). Анизотропия реальных коллекторов обусловлена трещиноватостью, слоистостью, наличием различного рода включений, которые приводят к отличию свойств по различным направлениям [1]. Так в расчлененном разрезе горизонтальная скважина проходит по пласту, состоящему из пропластков различной мощности, проницаемости, насыщенности и гидродинамической сообщаемости пропластков. В таком неоднородном пласте дебит горизонтальной скважины будет зависеть также от положения траектории относительно пропластков. При использовании в таких случаях известных приближенных выражений [13, 75] для дебитов горизонтальной скважины, полученных для однородных пластов, нельзя ожидать достоверных прогнозов. Поэтому возникает необходимость учета анизотропии проницаемости при исследовании горизонтальной скважины [39,40, 47].
Учитывая геометрические расположение, как самой скважины, так и пропластков для распределения проницаемости можно схематически выделить следующие простые структуры: 1) слоистая структура с хаотичным или с заданной закономерностью распределением проницаемости; 2) прямая (обратная слоистость)[59]; 3) пласт с наличием в прискважинной зоне с отличными фильтрационными свойствами участков[98].
"Прямая" слоистость - распределение проницаемости, при которой проницаемость увеличивается от кровли к подошве пласта (вдоль оси Z), при этом формируются слои с постоянным значением проницаемости вдоль остальных плоскостей (по оси X и Y)[59]. Эффективность вытеснения нефти в пластах с "прямой" слоистостью заметно ниже. Этот факт обусловлен влиянием характера распределения проницаемости в неоднородном пласте и действием гравитационных сил. Следовательно, при разработке пласта горизонтальной скважиной с достаточной надежностью расчеты можно проводить по упрощенной модели пласта с "обратной" слоистостью. Обобщая для анизотропного пласта уравнение (2.22) получаем и учитывая, что абсолютную проницаемость к можно задавать в виде тензора [9]:
Тогда можно выделить следующие структуры по проницаемости: 1) если kx= ку= kz, то среда изотропная; 2) если кхФкуФк1 - анизотропная (ортотропная); 3) если кх= ку кх Ф kz - поперечно-изотропная. Ортотропными свойствами обладают трещиноватые коллектора, образованные тремя взаимно перпендикулярными системами трещинами с различной проницаемостью. Слоистые коллектора, обладают в основном поперечно-изотропной проницаемостью. Анализ вида проницаемости для реального промышленного объекта при создании модели месторождения можно найти, например в [36, 108, 109].
Как видно из (2.22) от характера распределения проницаемости зависит характер распределения давления, что в свою очередь влияет на протекание термогидродинамических процессов в пласте, вскрытом горизонтальной скважиной. Также от распределения проницаемости зависит слагаемое в уравнении (2.22), отвечающее за влияние силы тяжести. Анализ влияния силы тяжести
Для анализа слагаемого, учитывающего влияние силы тяжести, рассмотрим уравнение пьезопроводности (2.22) только в вертикальном направлении и без учета источниковых слагаемых. Учитывая формулу (2.11) запишем (2.22) в более простом виде:
Таким образом учет влияния силы тяжести приводит к дополнительному влиянию на процесс фильтрации флюида в пласте в вертикальном направлении по сравнению с другими пространственными направлениями, что сказывается на величине скорости фильтрации и соответственно на дебите притока жидкости в ствол горизонтальной скважины. Если влияние силы тяжести мало, то S—їО и можно пренебречь влиянием силы тяжести.
Для практического анализа используем более простую зависимость для введенного параметра о: S = p(l + j3-P)gh/AP. Как видно из полученной формулы параметр, учитывающий влияние силы тяжести, обратно пропорционально зависит от давления и при депрессии менее 10 атм наблюдается значительное влияние силы тяжести.
Рассмотрим влияние силы тяжести на распределение давления с учетом изменения проницаемости, вязкости и сжимаемости флюида. Для этого рассмотрим уравнение (2.22).
Основные положения по оценке фильтрационных параметров пласта
На сегодняшний день существуют устоявшиеся и признанные в практике способы оценки фильтрационных свойств пласта по результатам гидродинамических исследований скважин [107, 115]. Стандартные методики, применяемые при гидродинамических исследованиях вертикальных скважин, необходимо адаптировать для исследований горизонтальной скважины.
Одна из сложностей применения созданных методик будет состоять в выделении режимов течения флюида в пласте, вскрытом горизонтальной скважиной. Это связано с тем, что при испытании горизонтальных скважин наряду с режимом радиального притока наблюдается несколько переходных режимов [64, 84, 115]. Если известны косвенные признаки проявления данных режимов, то удается в ряде случаев оценить фильтрационные параметры пласта, вскрытого горизонтальной скважиной.
Рассмотрим наиболее эффективные способы гидродинамических исследований горизонтальной скважины, которые используются на сегодняшний день на нефтепромысловых предприятиях и геофизических службах.
По забойному давлению Р3 и дебиту Q на режиме стабильного отбора при известном пластовом давлении Рпл определяют коэффициент продуктивности пласта К=0/(Рпл-Рз) На основе этих параметров находят значение проницаемости к. Расчеты проводят исходя из предположения, что влияние скин-фактора отсутствует (потенциальный и фактический дебит скважины совпадают).
На определяемую величину коэффициента проницаемости одновременно влияют свойства призабойной (скин-фактор) и дальней зон пласта. Это влияние нельзя разделить, что сильно снижает качество полученных результатов.
Для горизонтальной скважины вследствие протяженного участка притока флюида и его неравномерной работы полученный коэффициент продуктивности будет характеризовать некоторое средневзвешенное значение по продуктивности пласта. Поэтому названный метод весьма полезен при экспрессных исследованиях, но все же оставляет за собой оценочную роль при гидродинамических исследованиях скважины.
Технология работ этим методом включает: 1) снижение динамического уровня в стволе при насосной эксплуатации или освоении скважины путем свабирования или компрессирования; 2) получение кривых изменения во времени забойного, буферного и межтрубного давлений в процессе восстановления динамического уровня. Забойное давление может быть непосредственно замерено глубинным манометром (что предпочтительнее) или рассчитано по величине устьевого давления и динамического уровня.
Обработка результатов состоит в расчете кривой изменения во времени дебита скважины и в построении по кривым давления и дебита индикаторной диаграммы. Методика построения индикаторной диаграммы состоит в следующем. Для каждого из временных отрезков At определяется дебит Q и среднее давление РСр. Точки с координатами (Q, РСр) наносятся на кросс-плот.
Основным параметром, определяемым по КВУ, является коэффициент продуктивности, численно равный тангенсу угла наклона индикаторной диаграммы. Точки пересечения индикаторной диаграммы с координатными осями определяют пластовое давление и абсолютно свободный дебит. По величине коэффициента продуктивности рассчитывают гидродинамические свойства пласта.
Для горизонтальной скважины с точки зрения технологии проведения исследования этот способ кажется наиболее простым, но результаты, полученные из данной методики, являются приближенными и используются для экспресс - оценок.
Регистрация кривой изменения давления во времени после полной остановки добывающей скваэюины, работавшей со стабильным дебитом (кривой восстановления давления «КВД»)
Метод КВД предусматривает: 1) Работу скважины в стабильном режиме с определенной продолжительностью Т. В этом промежутке времени фиксируется среднее значение дебита Q и забойного давления Р3. 2)Полную остановку скважины (t - текущее время остановки). В этот период времени фиксируется кривая изменения давления на забое скважины во времени.
При обработке КВД могут быть использованы два альтернативных подхода: метод подбора (метод наилучшего совмещения, оптимизационные алгоритмы) и метод линейной анаморфозы.
Метод линейной анаморфозы - способ обработки, когда данные перестраиваются в специальных линеаризующих координатах. Затем выделяется прямолинейный участок, и определяются параметры аппроксимирующей прямой. Метод основан на приближенных аналитических решениях, которые в целом ограничивают использование данного метода. Преимущество метода в более обоснованном выборе интервала обработки, он позволяет из всего массива исходной КВД после анаморфозы, по линейному участку выделить тот фрагмент, для которого модель наиболее адекватна реальному процессу. Рассмотрим основные наиболее известные решения для данной задачи [89]. Для чистой" КВД после кратковременной эксплуатации скважины без учета послеприточного эффекта характеристическим графиком будет являться известное решение Хорнера:
