Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ применяемых методов обнаружения резких непроницаемых границ пласта 8
1.1 Особенности определения наличия и расположения барьеров по данным ГДИ 8
1.2 Анализ методов определения наличия барьера в пласте и расстояния до него от работающей скважины 11
1.2.1 Основные труды, посвященные проблеме работы скважины около одиночных линейных границ пласта 11
1.2.2 Основы теории работы скважины около непроницаемого барьера 12
1.2.3 Восстановление давления в скважине, работающей около непроницаемого барьера 1.2.4 Особенности расчета расстояния до барьера по КВД 23
1.2.5 Практические примеры выявления барьеров по КВД и по КСД 26
1.2.6 Вклад отечественных ученых в развитие теории фильтрации жидкости в неоднородных пластах с непроницаемыми границами 28
1.2.7 Применимость метода воображаемой скважины 39
Выводы по разделу 1 52
2 Исследование характеристик изменения давления в скважине при работе пласта с плоскопараллельным и радиальным течениями 53
2.1 Моделирование процесса линейной нестационарной фильтрации 53
2.2 Моделирование процесса радиальной фильтрации методом Зейделя 63
Выводы по разделу 2 70
3 Определение расстояния до непроницаемых барьеров на основе гидропрослушивания 71
3.1 Методы ГДИ, направленные на определение интерференции скважин 71
3.2 Работы по оценке влияния интерференции 77
3.3 Промысловый эксперимент комплексного гидропрослушивания на скважинах Новомолодежного месторождения 87
3.3.1 Взаимодействие реагирующей скважины 188 со скважинами 1306 и 605 89
3.3.2 Взаимодействие наблюдательной скважины 600 со скважинами 605 и 1306 92
3.3.3 Взаимодействие возмущающей скважины 605 со скважинами 600, 1053, 1061 96
Выводы По разделу 3 101
4 Комплексный анализ и изучение результатов гидродинамических исследований дальних зон пласта
4.1 Комплексный анализ процесса испытания скважины 103
4.2 Интерпретация диаграмм давления 107
Выводы по разделу 4 113
Основные выводы и результаты 114
Список использованных источников
- Анализ методов определения наличия барьера в пласте и расстояния до него от работающей скважины
- Моделирование процесса радиальной фильтрации методом Зейделя
- Промысловый эксперимент комплексного гидропрослушивания на скважинах Новомолодежного месторождения
- Интерпретация диаграмм давления
Анализ методов определения наличия барьера в пласте и расстояния до него от работающей скважины
Современные представления о поведении давления в скважинах, вскрывающих пласт с непроницаемым барьером, базируются на теории, разработанной Д.Р. Хорнером в 50-х годах прошлого столетия (1951 г. – [71]). В его статье приведены основные теоретические аспекты поведения давления в скважинах при записи КВД. Применен принцип суперпозиции. На основе этого подхода рассмотрена задача о восстановлении давления в скважине в бесконечном пласте при ее работе с постоянным или переменным дебитом. Особое внимание Д.Р. Хорнер уделил рассмотрению работы скважины с непроницаемой границей пласта – в виде одиночного барьера.
На протяжении всего следующего десятилетия проблема работы скважины около непроницаемого барьера исследовалась Джонсом, Доланом, Эйнарсеном и Хиллом, Дэвисом, Стэндингом и др. [58]. Обобщение и анализ всего накопленного материала по влиянию барьера на КВД сделаны в работе К. Грея (1965 г. – [66]).
В 1967 году С. Мэттьюз и Д. Рассел написали первую монографию, обобщающую мировые достижения в области теории и практики применения ГДИ, где в разделе 10 выполнили подробный анализ ранее опубликованных трудов, посвященных работе скважины вблизи одиночных барьеров [78].
В 1982 году профессор Техасского университета Д. Ли в своей книге (учебнике по ГДИ) привел анализ методов обнаружения барьера и определения расстояния до него, в основном цитируя работу К. Грея [77].
В последние годы одной из наиболее значимых работ по применению методов ГДИ в скважинах, работающих вблизи барьера, является раздел в монографии М. Камала (2010 г.), касающийся этой темы, где он ссылается на формулу расчета расстояния до барьера, предложенную К. Греем, и приводит пример определения расстояния до барьера, опубликованный в работе Д. Ли [76].
В России наиболее значимыми работами по нестационарным процессам в пласте с барьером являются труды В.Н. Щелкачева [46], С.Н. Бузинова и И.Д. Умрихина [16, 17], Л.Г. Кульпина [31, 32], В.П. Яковлева [48], Э.Б. Чекалюка [42], Н.Н. Непримерова, М.Л. Карнаухова [27] и др.
Как отмечено выше, впервые задача обнаружения одиночного барьера по данным нестационарных исследований была решена Д. Хорнером в 1951 г, который рассматривал влияние барьера на КВД [71]. Особенности определения барьеров по КСД изучались позднее в работах П. Джонса [73, 74], Е. Дэвиса и М. Хоукинза [58], М. Камала [76] и др. Решение задачи о работе скважины вблизи непроницаемого барьера в указанных работах заключалось в применении метода «воображаемой скважины». Вообще говоря, метод воображаемой скважины был впервые описан в работе М. Маскета при решении задачи о стационарном притоке в скважине, вскрывающей пласт с линейным контуром питания [81].
Метод решения нестационарной задачи о пуске и остановке скважины вблизи непроницаемого барьера с учетом работы воображаемой скважины заключается в следующем. На рисунке 1.4 приведена схема расположения реальной и воображаемой скважин. Воображаемая скважина симметрично располагается на таком же расстоянии от непроницаемого барьера, как и реальная скважина, и запускается в работу одновременно с ней с одинаковым дебитом. Благодаря таким условиям на границе, располагающейся на равном расстоянии d от обеих скважин, будет отсутствовать переток жидкости вследствие наличия нулевого перепада давления на барьере. До начала влияния воображаемой скважины на работу реальной темп снижения давления в ней соответствует работе в бесконечном пласте с постоянным дебитом: где Р3, Рт - соответственно забойное и пластовое давления, q - дебит скважины, ju - вязкость, к - проницаемость пласта, т - пористость, /? -сжимаемость флюида, h - мощность пласта, гс - радиус скважины, t - время работы скважины, s - скин-эффект, Ei экспоненциальный интеграл,
Начальный процесс притока в реальной скважине описывается уравнением (1.1), которое справедливо для работы скважины в бесконечном пласте. При влиянии воображаемой скважины, когда встречаются воронки депрессии от обеих скважин, необходимо учитывать взаимодействие скважин - то есть определять изменение давления в реальной скважине, вызванное суперпозицией давлений в пласте от работы обеих скважин. Однако в существующей теории предполагается, что влияние воображаемой скважины начинается в момент времени, когда воронка депрессии достигнет забоя реальной скважины. Тогда добавлением дополнительного перепада давления от воображаемой скважины (по уравнению (1.1)) определяется давление в реальной скважине с учетом влияния воображаемой скважины. В итоге получается уравнение, учитывающее влияние воображаемой скважины и имеющее вид: — \ f ) ( ) l, (1.2) где ( ) является характеристикой снижения давления в реальной скважине, а ( ) – в воображаемой. В формуле (1.2) учтен скин эффект s только в реальной скважине, а влияние скин-эффекта воображаемой скважины не отражается на реальной. Отметим также, что первые работы, посвященные ГДИ в скважинах «с барьерами», касались вопросов обнаружения непроницаемых границ пласта по КВД. Одной из первых работ о влиянии барьеров на процессы снижения давления в добывающих скважинах является работа П. Джонса [74], где приведен график КСД для скважины, взаимодействующей с непроницаемой границей (воображаемой скважиной). На этой основе разработана методика расчета расстояния до барьера. На рисунке 1.5 изображен график КСД, показанный в работе П. Джонса. Из графика видно, что на кривой, построенной в координатах «давление – логарифм времени», четко выделяются два прямолинейных участка с наклонами m и 2m на раннем и позднем временах замера КСД соответственно. Время to на графике соответствует времени пересечения этих участков (точка пересечения пунктирных линий). Участок раннего периода замера с наклоном m соответствует работе скважины в бесконечном пласте, участок позднего периода с наклоном 2m отображает работу скважины, когда область ее
Моделирование процесса радиальной фильтрации методом Зейделя
Обычно при изучении процессов фильтрации в неоднородных средах принимается во внимание только радиальное течение флюидов к вертикальной скважине. Характер влияния исследуемой неоднородности на процесс притока или восстановления давления существенно зависит как от характера неоднородности (двойная пористая среда, слоистость и т.д.), так и от формы течения жидкости на различных расстояниях от скважины.
При этом барьер можно рассматривать как вид неоднородности, а именно как кусочно неоднородной среды, в нашем случае – это полубесконечный 3 пласт. Поэтому, чтобы выделить только доминирующие эффекты, влияющие на темп роста (или снижения) давления в скважине по мере развития области ее влияния в неоднородных структурах, необходимо построить соответствующие модели, которые отображают те или иные доминирующие процессы. Сначала рассмотрим динамику процесса, где в среде с плоскопараллельной фильтрацией есть линейная граница, пересекающая одномерное направленное течение.
На рисунке 2.1 показана схема пласта с плоскопараллельным течением флюида, перекрытого барьером А-А на расстоянии L от скважины до барьера, l – ширина галереи («скважины»).
Для одномерной фильтрации (линейной или плоско-параллельной) задача сводится к решению уравнения диффузии вида:
Зоной фильтрации является параллелепипед со «скважиной» в точке х = 0, представляющей собой сток (поток жидкости через поверхность с площадью сечения F). Длина зоны фильтрации L, площадь - F = lh ( 4 -ширина скважины-«галереи», h - высота пласта). В конечно-разностной форме уравнение диффузии можно представить как систему уравнений, каждое из которых связывает три «соседних» неизвестных в соответствующих ячейках: , (2.2) где /=1, 2, 3,…, n - номера ячеек; , - давления в центральной ячейке и в соседних с ней в к-й момент времени; - давление в центральной ячейке в к–1 момент времени; a, bif cu dt - коэффициенты, определяющие фильтрационные сопротивления: где к- проницаемость, т - пористость, ju - вязкость, /? - сжимаемость, At и Ах - шаги в сетке моделирования по времени и по координате соответственно. Уравнение (2.2) называется трехточечным уравнением второго порядка.
Трехточечное уравнение второго порядка преобразуем в двухточечное уравнение первого порядка. При определении каждого неизвестного через последующее вводим коэффициенты i и i, тогда: Данное равенство имеет вид уравнения (2.3); при этом при всех i=1, 2, 3,…, n выполняются рекуррентные соотношения: , . (2.6) Для задачи о притоке при пуске скважины в работу давление в пласте принимается постоянным, и при t = 0: На границах такой системы принимаем следующие условия: на «скважине»» с момента ее пуска дебит q – постоянный, то есть: или в конечно-разностной форме: где знак «+» в правой части уравнения принимается для притока справа, «–» – для притока слева.
При расчете давлений «справа» от скважины давление в ней (где Pc = P0) будет отличаться от давления в ближайшем узле и может быть определено как: где P0, P1 – давления в точках i = 0, i = 1; x – расстояние между узлами сетки. Тогда Для внешней границы (барьера): что соответствует отсутствию потока через эту границу. Тогда согласно уравнению (2.3): , (2.8) или с учетом того, что = PN: где N – общее количество узлов сетки. На основе представленного алгоритма решения задачи о пуске скважины для плоско-параллельного течения разработана программа. На рисунках 2.2 – 2.5 приведены результаты расчета давления в скважине для случая, когда скважина была запущена в работу с дебитом 100 м3/сут, проницаемость была равной k = 0,1 Д, вязкость – = 1 сП, сжимаемость – = 10-4 ат-1, толщина пласта – h = 10 м, ширина «галереи» – l = 10 м, расстояние до контура питания – 100 м. КСД построена в четырех различных координатах: а) обычные 7 координаты «давление – время» (рисунок 2.2), б) «давление – логарифм времени» (рисунок 2.3), в) «давление – корень квадратный времени» (рисунок 2.4), г) график кривой снижения давления и ее производной в билогарифмических координатах («логарифм давления – логарифм времени»)
КСД в билогарифмических графиках Как видим из рисунка 2.2, изменение давления имеет такой же вид монотонно снижающейся кривой, как и при пуске скважины с плоскорадиальным течением. Однако из графика КСД в полулогарифмических координатах (рисунок 2.3) видно, что данная КСД существенно отличается от КСД для плоско-радиального течения (где она представляет собой прямую линию). В данных координатах КСД не характеризуется наличием прямолинейных участков, что связано с иными зависимостями давления от времени при плоско-параллельном течении.
Промысловый эксперимент комплексного гидропрослушивания на скважинах Новомолодежного месторождения
На рисунке 3.10 изображены схема расположения скважин 600, 605 и 1306 и графики изменения во времени их забойных давлений.
Скважина 600 остановлена 20.08.2007 г. для стабилизации давления в зоне ее исследования. На рисунке 3.10 б изображено изменение давления в ней в более крупном масштабе, на котором стали видны интервалы снижения и увеличения темпов роста давления, соответствующие времени пуска и закрытия скважины 605 с временем реагирования порядка 3,3 сут. В таблице 3.2 2 представлены значения времени отклика скважины 600 на скважину 605. Из графика на рисунке 3.10 видно, что давление в скважине 600 к моменту начала эксперимента практически восстановилось. Несмотря на это, давление в скважине продолжает расти, что связано с влиянием нагнетательных скважин. Из рисунка 3.10 а видно, что за пятнадцатидневный период давление выросло на 1 МПа (с 20 МПа до 21 МПа). Факт реагирования наблюдательной скважины 600 на возмущающую 605 свидетельствует о явной гидродинамической связи между ними. Значение пьезопроводности и проницаемости на данном участке пласта соответствует: (м2/сек),
Диаграммы давлений в реагирующей добывающей 3 скважине 600 и в нагнетательных 1306 и 605 Скважина 600, активно среагировавшая на 605-ю скважину, не показала реакции на скважину 1306 (рисунок 3.10). Исходя из этого, а также из выводов об отсутствии гидродинамической связи между скважинами 1306 и 600 и наличии такой связи между скважинами 600 и 605, 1306 и 188, можно утверждать, что нарушение (или барьер), о чем упоминалось выше, проходит между группами скважин, изолируя их друг от друга (рисунок 3.11).
Соответствие времени реагирования добывающей скважины 600 на возмущения скважины 6 Номервозмущения вскв. 605 1 (пуск в работу) 2 (остановка) 3 (пуск в работу) 4 (остановка)
Времяреагирования вскв. 600 2,2 сут 3,3 сут 3,3 сут 3,3 сут На КПД скважины 1306, построенной в полулогарифмических координатах, выделяются два прямолинейных участка в начальной и конечной стадиях исследования (рисунок 3.12). Участок раннего времени имеет наклон, равный /і = 2,5 МПа/лц, участок позднего времени - /2 = 3,5 МПа/лц, тогда
В то же время, как отмечалось в разделе 1, линейный геологический барьер фиксируется двукратным увеличением наклона прямолинейного участка кривой давления на позднем времени замера. И, как видно, есть существенное отличие наших расчетов от теоретических предпосылок.
На диагностических графиках, очевидно, при наличии барьера должно быть зафиксировано два горизонтальных участка. Для оценки этого КПД скважины 1306 и ее производная были построены в билогарифмических координатах (рисунок 3.13). Как видно из рисунка, на кривой производной давления явно выделяется прямолинейный (горизонтальный) участок конечной части КПД. Начальный участок кривой отображает влияние емкости ствола скважины и скин-эффекта. Об этом свидетельствует синусоидальный зигзаг кривой. Возможно, по этой причине не удалось явно зафиксировать начальный прямолинейный участок с наклоном, в два раза меньшим наклона конечного участка КПД. Параметры пласта были определены по данным конечного участка КПД с наклоном if гидропроводность — = 34,9 Д см/сП; проницаемость к = 0,058 Д; м пьезопроводность = 0,69 м2/сек при эффективной толщине скважины h = 3 м и приемистости q = 370 м3/сут. Приблизительное месторасположение барьера определили, исходя из времени отклонения КПД от начального прямолинейного участка. В данном примере затруднительно найти явно определенную точку отклонения: нами выбрано ч. Расчетный параметр L составил: Ф
Таким образом, в данном исследовании получен результат, который можно охарактеризовать как фиксирование возможного существования барьера между скважинами 1306 и 600. Подтверждение существования барьера в этой зоне доказывается оценкой пластовых давлений в зонах этих скважин.
На рисунке 3.14 представлены графики изменения забойных давлений возмущающих и реагирующих скважин. Как видно из графиков, наличие барьера подтверждается одинаковыми тенденциями изменения забойных давлений в скважинах 1306 и 188; 605, 600, 1053, и 1061. Также видно, что в западной части пласта давление оказалось и оставалось как минимум на 5 МПа выше, чем в основной части – 27 МПа и 22 МПа. Таким образом, доказывается наличие одного геологического барьера в зоне исследования.
Интерпретация диаграмм давления
После отработки скважину закрыли для записи КВД (участок КВД 2). Затем скважину снова пустили в работу на штуцере 10 мм с дебитом 20,6 м3/сут. Однако тот факт, что темп снижения практически повторяет начальный период снижения давления в режиме 4, говорит о том, что скважина была пущена в работу с тем же дебитом (режим 5), то есть Q5 = Q4
Затем скважину перевели на штуцер 8 мм с дебитом q7 = 7,84 м3/сут. Снижение дебита отражено на графике забойного давления – фиксацией «горба» (резкий рост давления с постепенным замедлением темпа и 06 последующим снижением давления и, наконец, дальнейшей стабилизацией давления – участок 6). Далее скважину закрыли для записи КВД (участок КВД 3).
Таким образом, на рисунке 4.1 в отображены дебиты, которые адекватны динамике поведения забойного давления и которые сопоставимы с реальными дебитами на 5-м и 6-м этапах отработки. Рост давления на первоначальном участке записи давления (КВД 1) соответствует обычному режиму записи КВД после остановки скважины.
В целом, представленный анализ и интерпретация данных испытания скважины путем комплексного сопоставления и анализа диаграммы давления и устьевых объемов отбираемой жидкости позволяют существенно уточнить и обосновать особенности режимов исследования и, что очень важно, определять реальные характеристики дебитов скважины на различных этапах исследования. Неточности в определении дебитов приводят к грубейшим ошибкам при расчете параметров пласта. В таблице 4.1 приведены результаты расчетов параметров пласта по КВД при стандартном подходе, выполненном интерпретатором компании, и описанном в предлагаемом подходе, основанном на изучении откликов давления на всех этапах освоения и исследования скважины.
При сравнении значений гидропроводности и проницаемости пласта при стандартных расчетах (без учета информации «длительной» КВД 1) получены завышенные значения гидропроводности и проницаемости пласта. По предлагаемой схеме расчетные параметры оказались почти в 10 раз выше по величине, чем по известной схеме. И «новая» продолжительная КВД 1 фактически позволила уточнить параметры проницаемости и гидропроводности.
В целом можно сделать следующий вывод: при интерпретации исследования сложных объектов необходимо анализировать и обрабатывать весь объем информации по работе на скважине в период ее освоения и испытания.
Как следует из выполненного выше анализа данных всего цикла испытания скважины, за весь период 20-дневного процесса освоения и испытания скважины фактически получено 6 циклов замера при отработке скважины на различных режимах и 3 цикла записи КВД, которые пригодны для анализа и интерпретации. Несмотря на то что все эти замеры нестационарных процессов имели различные периоды времени – от 10 до 150 часов – и их качество и особенности существенно отличались, при выполнении комплексного изучения информации возможно осуществить качественную, достоверную и обоснованную интерпретацию данных с получением сведений и о параметрах пласта, и о его структуре. Заметим, что по результатам исследования скважин выбор методов интерпретации в первую очередь определяется изучением (анализом) диагностических графиков давлений и производных давления. И именно по внешнему виду графиков у интерпретатора возникает предположение об условиях замеров и об особенностях течения жидкости в зоне дренирования 08 пласта. Критерием оценок является поведение кривых на графиках в лог-лог шкалах, когда можно выделить участки, соответствующие доминирующим процессам течения: для радиальных потоков участки КВД обычно имеют вид горизонтальных прямых с наклоном i = 0, для плоско-параллельных течений – i = , для сферических – i = - . Обычно точно наблюдать появление явных прямых с наклоном, например, i = сложно, но при этом фиксируется тенденция течения, близкого к плоско-параллельному. Потому интерпретатор и выбирает те или иные интерпретационные модели для расчета параметров пласта и оценки возможного нахождения в зонах исследования каких-то резких неоднородностей.
В рассмотренном примере исследовался процесс, связанный с возможным наличием русла. Об этом указали геологи в отчетах по подсчету запасов, и это послужило подсказкой о возможном существовании каналов в зоне исследования.
В примере получены КВД и их производные на графиках в лог-лог шкалах, показанные на рисунке 4.2 – 1 (а), 2 (б) и 3 (в). Особенностью всех трех графиков является то, что их основной участок, характеризующий течение жидкости в средней и дальних зонах, имеет вид наклонной прямой (с i = 0,4 – 0,5), что, вообще говоря, является признаком плоско-параллельных течений. Но известно, что течения плоско-параллельного типа формируются при притоках к горизонтальным скважинам или к образованным гидроразрывом трещинам в пласте. Возможен такой вид течений и в пластах, где скважины находятся в русловой зоне, канале и т.д. А поскольку в нашем примере скважина вертикальная, то, очевидно, и рассмотрение ее работы в первую очередь должно быть с учетом ее возможного нахождения в каком-то канале.
Рассмотрим особенность каждой из КВД. КВД 1, «случайно зарегистрированная» из-за наличия пробок в скважине, имеет сильную флуктуацию точек на ранней (а – б) и поздней (в – г) стадиях замера. Однако в средней части хорошо выделяется прямолинейный участок кривой (б – в) в 09 интервале замера от 1 до 10 часов. Наклон этого участка близок к значению i 0,5. Это явный признак плоско-параллельного течения. КВД 2 – качественно записанная кривая с фиксированием работы ближней зоны пласта, где проявляет себя емкость ствола скважины и скин-эффект (а – б), средняя и дальняя зоны отражены в виде точек кривой, прямолинейный тренд которой имеет наклон ниже 0,5, а именно i = 0,3 (б – в).