Исследование скважин по квд москва «наука» 1998 ббк6530413 Ш15

В результате проведения исследований по КПД-КВД на основе заранее составленных программ-планов полу­чают фактические данные ГДИС: параметры замеров зави­симости забойного давления во времени (Pc=Pc(t)) в таблич­ной, графической или иной форме представления, насчиты­вающие сотни, тысячи и десятки тысяч точек, считанных с показаний глубинных манометров.

Затем этот массив информации обрабатывается с помощью ЭВМ с соответствующим математическим обес­печением - трансформируется (например, представляется в форме различных графиков в различных координатах) и с помощью определенных процедур диагностируется, иден­тифицируется, и в конечном счете находятся параметры пласта и реальной МПФС.

3.1. Методы анализа и интерпретации данных гидродинамических исследований

Как уже ранее отмечалось, теоретической основой ГДИС является решение обратных задач подземной гидро­механики в приложении к анализу и интерпретации данных ГДИС, схематически представленных на рис. 1.2 и 1.6.

Процедура анализа и интерпретации замеренных данных КПД-КВД для простейших МПФС (ЛФП, БЛФП, РФП и др.) изображена на рис. 3.1. Эта процедура заключа­ется в сопоставлении фактических данных Pc=Pc(t) с данны­ми инженера-интерпретатора в банке МПФС. Чем больше МПФС (не только простейших, но и более сложных) в бан­ке-каталоге МПФС, тем точнее и детальнее могут быть про­ведены анализ и интерпретация данных, тем больше снижа­ется уровень неопределенности, связанный с неоднозначно­стью решения обратных задач подземной гидромеханики. В банке-каталоге все имеющиеся теоретические МПФС ха­рактеризуются своими основными расчетными формулами (ОРФ) и специфическими диагностическими признаками (ДП). Для более сложных МПФС ДП могут представляться в виде универсальных безразмерных палеток кривых в билогарифмических координатах, например схематически представленных на рис. 1.29.

Процедура сопоставления фактических КПД-КВД с теоретическими моделями осуществляется с целью найти такую МПФС в каталоге, которая наиболее полно совмеща­ется с трансформированной фактической кривой в коорди­натах, где четко и отчетливо проявляется ДП теоретической модели. Если такой ДП не проявляется, то сопоставлению подлежит следующая теоретическая МПФС из базы данных и т.д. Удобнее и проще проводить совмещение-сопоставление в билогарифмических диагностических ко­ординатах, - по существу, как в методе наложения (match­ing)

Под анализом и интерпретацией данных ГДИС -кривой Pc=Pc(t) - в простейшем случае этой процедуры по­нимается ее расчленение на составляющие элементы, т.е. сложный фильтрационный поток, описываемый этой фак­тической кривой, приближенно расчленяется на более про­стые составляющие (ВСС, ЛФП, БЛФП, РФП, СФП и др.), пользуясь их характерными диагностическими признаками. Это положение реализуется в построении диагностического билогарифмического графика, на который наносятся изме­нения давления и логарифмической производной давления.

Рис. 3.1. Схема процедуры анализа и интерпретации данных ГДИС и КПД-КВД

характеристических графиках выделяются прямолинейные участки, начиная с момента времени начала и конца их про­явления, определенные по кривой производной давления на диагностическом билогарифмическом графике. По уклонам прямолинейных участков и отрезков, отсекаемых на осях ординат, определяют параметры пласта, скин-фактор и др. элементы МПФС. Построения графиков КВД-КПД в раз­личных трансформированных координатах, процедура со­поставления фактических и теоретических универсальных кривых, отыскание прямолинейных участков и их уклонов и т.д. для множества (тысяч) точек фактических данных, по­лученных с помощью современных глубинных электронных манометров, невозможно обрабатывать вручную без ис­пользования ЭВМ. Для этих целей ЭВМ должны быть обес­печены соответствующим математическим обеспечением [28, 41, 64,79,123,167,236,262,268,275].

Проверка анализа и интерпретации данных ГДИС, т.е. правильности найденных значений параметров пласта и МПФС, в простейшем случае осуществляется подстановкой найденных параметров пласта в ОРФ МПФС. Как бы вос­производится, синтезируется весь процесс проведения ГДИС - рассчитывается синтезированная зависимость Рс^сО). Если синтезированные расчетные значения удовле­творительно воспроизведут фактическую кривую (т.е. рас­четные синтезированные точки хорошо «лягут» на фактиче­скую кривую), считается, что обработка и интерпретация проведены правильно и полученные результаты параметров пласта и МПФС достоверны.
3.2. Пример обработки и интерпретации данных по КПД-КВД

В качестве примера приведем фрагмент обработки и интерпретации данных ГДИС глубинно-насосной верти­кальной скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом.

Скважина исследовалась с целью оценки парамет­ров пласта и добывных возможностей скважины.

цией «эмпирического правила 1,5 цикла», которое предпо­лагает, что плоскорадиальный фильтрационный поток на­чинается спустя 1,5 логарифмических цикла после оконча­ния периода влияния ствола скважины и последующие точ­ки графика относятся к прямой в полулогарифмических ко­ординатах.

На графике по методу Хорнера (см. рис. 3.4) начи­ная с указанного момента времени 0,266, достаточно четко выделяется прямолинейный участок с уклоном

Полученное значение скин-фактора оценивает состоя­ние призабойной зоны пласта как несколько ухудшенное по сравнению с удаленной зоной пласта, а сам пласт оценивается как достаточно низкопроницаемый. На диагностическом графи­ке начиная с 30 ч наблюдается резкое падение кривой производной давления в течение примерно 10 ч, а затем - резкий рост производной давления после 40 ч. Если не считать, что это про­явление «шумов», вызванных погрешностями измерений и вы­числений производных давления, то можно предположительно объяснить это влиянием непроницаемой (слабопроницаемой) границы-барьера и последующим влиянием другого пласта (или зоны повышенного давления).

Этот пример демонстрирует необходимость ис­пользования более точных глубинных манометров для бо­лее уверенной обработки и интерпретации данных ГДИС.

ГЛАВА 4 Особенности исследований газовых скважин

Особенности гидродинамических исследований га­зовых скважин по сравнению с нефтяными обусловлены прежде всего различиями в физических свойствах газа и нефти и неодинаковыми условиями эксплуатации. Так:

- плотность газа (зависит от давления, температуры и со­става газа) на 2-3 порядка меньше плотности нефти;

- вязкость газа на 2-3 порядка ниже вязкости нефти;

- дебиты газовых скважин (в среднем сотни тысяч - до миллиона и более кубических метров в сутки) на 2-3 по­рядка выше объемных дебитов нефтяных скважин;

- скорости фильтрации газа в пласте и стволе скважины выше соответствующих скоростей нефти;

- устьевые давления в газовых скважинах достаточно вы­сокие (они меньше отличаются от забойных) и гораздо выше устьевых давлений в нефтяных скважинах (кото­рые гораздо меньше забойных давлений на величину, обусловленную столбом нефти в стволе скважины);

- резкое изменение термобарических условий в процессе ГДИС газовых скважин, возможность гидратообразования и разрушения пласта в призабойной зоне, часто на­личие в составе газа кислых - коррозийно-активных компонентов (F^S, CC>2 и др.), опасные и вредные свой­ства газа (взрыво- и пожароопасность, вредное воздейст­вие на организм человека и окружающую среду) предъ­являют повышенные требования к ГДИС, технике, глу­бинным приборам и оборудованию, технологии проведе­ния ГДИС (например, условия Астраханского, Оренбург­ского и некоторых других месторождений).

ГДИС газовых скважин проводятся в более строгих, более жестких и сложных, лимитированных условиях. Так, например, для спуска глубинного дистанционного маномет­ра в газовую скважину с высоким устьевым давлением мо­жет потребоваться особой конструкции лубрикатор (длин­ной от нескольких до 10-20 м и более) с особым сложным сальниковым устройством. Для спуска приборов и проведе­ния продолжительных по времени ГДИС может потребо­ваться прокат дорогостоящих вышек, специальных кранов с длинной стрелой и т.д.

В этом свете интересны сведения о 5-летнем опыте (1987-1992 гг.) проведения ГДИС с использованием совре­менных глубинных дистанционных электронных манометров в трудных условиях сверхглубоких скважин (с глубиной око­ло 6000 м) на месторождении Villafortuna-Trecate на Севере Италии [93]. Так, два продуктивных пласта, сложенные доло­митами толщиной от 15 до 30 м, пористостью 3-5%, прони­цаемостью (85-600)-10"³ мкм² находятся при пластовой темпе­ратуре около 595 К и статическом забойном давлении порядка 100 МПа. В составе пластовых флюидов содержатся агрессив­ные компоненты - COi (с парциальным давлением от 0,2 до 0,3 МПа) и H2S (с парциальным давлением от 0,0002 до 0,03 МПа). При эксплуатации скважин наблюдаются асфальтеновые отложения, поэтому необходимо проводить стиму­лирующие обработки матриц породы-коллектора. Скважины оборудованы трубами и арматурой в антикоррозионном ис­полнении. ГДИС здесь проводятся с целью: оценки эффектив­ности обработок ствола скважины от асфальтеновых отложе­ний, ГТМ по обработке пласта-коллектора, а также получения сведений о строении пласта, его параметрах и т.д.

Проведение ГДИС с помощью глубинных маномет­ров в столь сложных условиях пологает достаточно большие затраты, поэтому и предъявляются повышенные требования к надежности и продолжительности (до нескольких дней) ра­боты глубинных манометров и получаемых данных ГДИС. Вопрос надежности решался одновременным применением и спуском нескольких манометров (чаще спаренных). Поэтому представилось возможным сравнить и оценить надежность и работоспособность различных манометров в столь сложных и жестких условиях по результатам более чем 60 операций по исследованию скважин. При ГДИС использовались мано­метры четырех сервисных фирм, в том числе трех фирм-изготовителей (в публикации [93] они не названы). Исполь­зовались современные электронные глубинные манометры на базе струнных, емкостных и пьезокварцевых датчиков давления с регистрацией как на поверхности, так и в элек­тронной памяти прибора, порознь и вместе.

В частности, решался вопрос, что экономически вы­годнее, - спускать в скважину один манометр или одновре­менно два? Приводится пример стоимости работ ГДИС [93]:

до 10000 долларов США в день на манометр (оборудование, лебедка, оплата персонала) и около 30000 долларов США в день - затраты на буровую установку сверхглубокого буре­ния, аварийное оборудование, инструменты и др.

Анализ отказов манометров различных типов и технико-экономический анализ 60 операций ГДИС позво­лил констатировать [93]:

- около 40% работ сопровождалось отказами манометров;

- на рынке оборудования нет надежных глубинных мано­метров для длительных ГДИС при высоких пластовых температурах (выше 595 К), высоких давлениях (более 100 МПа) и в агрессивной среде;

- неосведомленность в требованиях к качеству получаемой информации при ГДИС характеризует разрыв между пуб­ликуемыми инструкциями и документацией манометров и возможностями их использования;

- вопросы ГДИС при высоких давлениях и температуре должны базироваться на умелом использовании их надеж­ности и технико-экономической оптимизации процесса ГДИС на основе эффективной стоимости.

Различным аспектам многоплановой проблемы ГДИС в газовых скважинах посвящена обширная отечест­венная и зарубежная научно-техническая литература [1, 3, 5-7, 9, 17-21, 24, 26, 32, 41^3, 45, 46, 48-50, 70, 71, 73, 77, 80,84,86,93.102,108,115,124, 126, 129, 140, 146, 173, 187, 197, 199, 204, 209, 215, 249, 268, 272]. Современные дости­жения и опыт в области ГДИС газовых скважин нашли свое отражение в монографиях, опубликованных в последние го­ды [1, 20, 41-43. 45, 48, 71].

Наибольшее распространение на отечественных газо­вых промыслах получили ГДИС газовых скважин на стацио­нарных режимах, связанные с построением и обработкой ин­дикаторных диаграмм по данным устьевых замеров давлений. Это достаточно полно отражено в опубликованных работах. Меньше распространены ГДИС газовых скважин на неуста­новившихся режимах, что в первую очередь объясняется от­сутствием на промыслах современных высокоточных дистан­ционных манометров и комплексов, другого соответствующе­го оборудования. Наблюдается отставание практического применения этих методов от достижений в области теоретиче­ских основ ГДИС газовых скважин на нестационарных режи­мах фильтрации, к числу которых относятся:

- кривые восстановления-стабилизации (падения) давле­ния после остановок и пусков скважин;

- кривые гидропрослушивания в реагирующих скважинах при исследовании газовых скважин на интерференцию;

- данные изменений давлений и дебитов при эксплуатации скважин.

Особенностью КВД в некоторых газовых скважинах является очень быстрое восстановление давления (до 10-15 мин). Наблюдаются скважины с очень быстрым тем­пом восстановления давления в начальные 20-30 мин с по­следующим медленным восстановлением в течение суток и более. Иногда КВД-КПД в газовых скважинах снимаются по данным устьевых замеров с последующим пересчетом на забойные условия и их обработкой традиционными метода­ми (без учета притока для РФЦ метод Хорнера и др.), что снижает возможности этих методов. Часто при ГДИС газо­вых скважин наблюдается КВД сложного немонотонного характера, нарушение линейного закона Дарси.

Для анализа и интерпретации КВД-КПД в газовых скважинах представляется полезным оценить возможность применения методов обработки и интерпретации данных с помощью логарифмических производных давления (Р'), ди­агностических билогарифмических графиков изменения дав­ления (АР и ДР'), а также соответствующих характеристиче­ских графиков и процедуры оценки проявления простейших фильтрационных потоков (ВСС, РФП, ЛФП и др.) и пара­метров пласта, разобранных выше в главах 1.8, 1.9 и 3.1.

Основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима фильтрации (1) (см. «Номенклатуру основных символов.. ») не может быть прямо применено для изучения процесса неустановившейся фильтрации реального газа в пористой среде, т.к. плотность и вязкость реального газа существенно зависят от давления. Это обстоятельство не удовлетворяет тем условиям и допущениям, при которых вы­ведено уравнение (1). Приближенное полуаналитическое ре­шение проблемы изучения КПД-КВД газовых скважин за­ключается в следующем. Неустановившаяся изотермическая фильтрация реального газа по закону Дарси в неупругодеформируемом пласте (пренебрегая сжимаемостью пласта по срав­нению с сжимаемостью газа, т.е. полагая k=const и m=const )

Аналитические методы решения прямых и обрат­ных задач подземной гидромеханики для нелинейного уравнения (4.1) неустановившейся фильтрации газа вызы­вают значительные трудности. Поэтому при изучении неус­тановившейся фильтрации газа применяются приближен­ные методы линеаризации нелинейных уравнений, прибли­женные методы решения (метод последовательной смены стационарных состояний, интегральных соотношений, ус­реднения и др.), а также численные методы.

В теории ГДИС газовых скважин широко использу­ется приближенный метод линеаризации уравнений неустано­вившейся фильтрации газа. Различным способам линеариза­ции и их анализу в приложении ГДИС газовых скважин по­священы работы отечественных и зарубежных исследователей - Л.С. Лейбензона, Б.Б. Лапука, И.А. Чарного, Г.И. Баренблат-та, Е.М. Минского, А.Л. Хейна, Ю.П. Коротаева, Э.Б. Чекалю-ка, В.Н. Николаевского, К.С. Баснева, Г.П. Цибульского, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, С.М. Тверковкина, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, Д.Д. Соколова и других, а также Agarwal, A1-Hussainy, Ramey, Crawford, Muskat, Aziz и других.

При этих условиях справедливо линейное уравнение (4.3) и для обработки данных ГДИС газовых скважин. При условиях I фазы могут быть использованы ОРФ, получен­ные для соответствующих задач упругой жидкости, т.е. возможно получить приближенные аналитические выраже­ния изменения давления во времени, в частности, ОРФ для случаев КПД-КВД в реальных газовых скважинах.

В общем случае неустановившейся фильтрации ре­ального газа к скважине по закону Дарси в деформируемом бесконечном пласте рекомендуется [18] пользоваться соответствующими решениями для упругой жидкости, за­менив в них давление на функцию Р. При изучении задач неустановившейся фильтрации реального газа в ограничен­ных пластах рекомендуется линеаризация при условии (4.4а), принимая ж=ж(Р_cр). В решениях для соответст­вующих задач упругой жидкости давление Р заменяется на функцию Р (1.11), а реальное время t заменяется на новое условное время т . Переход от реального времени t к услов­ному т осуществляется с использованием уравнения мате­риального баланса.

В зарубежной практике ГДИС газовых скважин [268, 275] при обработке данных также применяется линеариза­ция с использованием функции псевдодавления М(Р) (1.12'), которая учитывает зависимость подинтегральной функции (mC₁) от давления.

Стандартный метод использования реального вре­мени предполагает, что в течение исследования газовой скважины (цС() = const, т.к. нет никакой иной информации

и нет выбора другого варианта. В качестве характерного давления берется начальное давление, зарегистрированное при исследовании скважины, - Ре.

При использовании псевдовремени Т(Р), учитываю-щего изменение подинтегральной функции (цС,) от давле­ния, интеграл вычисляется по правилу трапеции для каждой точки изменения давления во время исследования. Общая сжимаемость системы Q учитывает сжимаемость породы пла­ста, сжимаемость газа и воды, насыщающих пласт

Таким образом, прямые и обратные задачи подзем­ной гидромеханики в приложении к ГДИС на неустановив­шихся режимах (по КПД-КВД реальных газовых скважин) приближенно сводятся к решению соответствующих задач -основным расчетным формулам, описывающим поведение КПД-КВД, полученным в рамках линейной теории упруго­го режима при фильтрации слабосжимаемой жидкости для различных МПФС.

Практически в простейшем случае, чтобы получить ОРФ неустановившихся процессов изотермической фильт­рации реального газа различных МПФС (ЛФП, БЛФП, РФП, СФП и др.), необходимо в соответствующей ОРФ для фильтрации упругой жидкости величину давления для жид­кости Р заменить на величину Р² (для газа). Это нашло свое отражение в рекомендациях руководств и инструкций по ГДИС газовых скважин [21, 41, 268]. Например, прибли­женно для простейших одномерных фильтрационных пото­ков ОРФ реального газа получаются на основе соответст­вующих ОРФ для упругой жидкости.

Таким образом, характеристические графики кри­вых изменения давления для различных простейших типов фильтрационных потоков для жидкости и реального газа идентичны (с учетом поправок на давление Р и Р² и свойст­ва газа используют приведенный к атмосферным условиям объемный дебит газа q_aт)

Поэтому для обработки и интерпретации данных исследований газовых скважин по КПД-КВД применимы методы анализа, связанные с построением характеристиче­ских и диагностических билогарифмических графиков, с использованием логарифмических производных давления

(ДР )' и всей процедуры анализа, изложенных в главах 1.8, 1.9и3.1.

Следует отметить, что при наличии качественных КПД-КВД газовых скважин, снятых высокоточными глу­бинными манометрами (видимо, при исследовании мало­проницаемых газовых коллекторов), анализ предлагаемой процедуры обработки и интерпретации данных может су­щественно дополнить информацию о МПФС (и параметрах пласта) не только вертикальных, но и горизонтальных газо­вых скважин.

ГЛАВА 5 Исследование горизонтальных скважин

Вопросам бурения и применения горизонтальны скважин (ГС) в создаваемых новых эффективных технологиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений посвящен целый ряд публикаций в отечественной научно технической литературе. В вопросах ГДИС ГС в этих публикациях нашли отражение лишь теоретические аспекты определения производительности ГС, которые сводились i основном к решению прямых стационарных задач подзем ной гидромеханики с нахождением приближенных аналитических формул дебита ГС и наклонных скважин. Назовем ряд авторов, изучавших данный аспект: З.С. Алиев i В.В. Шеремет [I], Ю.П. Борисов с соавторами (1964 г.) В.П. Меркулов (1958-1960 г.), В.П. Пилатовский (1960 г.) П.Я. Полубаринова-Кочина (1956 г.), В.П. Табаков (1961 г.) И.А. Чарный (1953 г.) и др., за рубежом - F.M. Gige: (1983 г.). S.D. Joshi (1988 г.) и др.

В зарубежной научно-технической литературе последних лет комплексному изучению, особенно вопросам Г( на неустановившихся режимах - по КПД-КВД, кривым гидропрослушивания, - посвящено достаточно много публикаций [76, 104, 105, 109, 120, 127, 130, 139, 152, 157, 162, 174 184, 187,189,201,212, 213, 215. 220, 223, 224, 232, 235, 241 244, 246, 248, 261, 263, 267, 269, 271]. А, например, в обзор ной статье [201] даются специальные рекомендации по планированию, проведению и интерпретации данных ГДИС горизонтальных скважин.
5.1. Характеристика неустановившихся процессов перераспределения давления в горизонтальных скважинах

Имеющиеся теоретические решения прямых задач подземной гидромеханики для случая ГС показали, что не­установившиеся процессы перераспределения давления в ГС могут быть представлены как комбинации доминирую­щих простейших режимов течения - РФП и ЛФП, анало­гичных режимам течения к вертикальным скважинам, так как неустановившийся приток в ранние (начальные) перио­ды течения к ГС аналогичен течению к ВС между двумя па­раллельными границами. В поздние периоды времени про­цессы неустановившегося притока к ВС с вертикальными трещинами также аналогичны процессам в ГС. Простейшие неустановившиеся режимы течений к ГС (РФП, ЛФП и др.) можно определить - идентифицировать с помощью диагно­стических билогарифмических графиков (совмещенных кривых изменения давления и производной давления), по­строенных на основе промысловых данных ГДИС ГС или с использованием процедуры анализа и интерпретации заме­ренных КПД-КВД, как это было рассмотрено в главе 3.

При математическом моделировании, в рамках ли­нейной теории упругого режима, неустановившегося прито­ка к ГС в общем предполагают, что ГС находится в беско­нечном однородном пласте (с горизонтальной (kr) и верти­кальной (ka) проницаемостью), насыщенном слабосжимае­мой однофазной жидкостью.

Предполагается, что ГС находится посередине, ме­жду проницаемыми кровлей и подошвой пласта толщиной h (рис 5.1), причем горизонтальная часть ГС ориентирована строго горизонтально.

Далее предполагается, что ГС пущена в эксплуата­цию в момент времени t=0 с постоянным дебитом (q=const) и жидкость притекает равномерно по всей длине (L) гори­зонтальной скважины, где эффективная длина L>>h, изме­нения давления в самом стволе ГС допускаются пренебре­жимо малыми.

На рис. 5.2 показана последовательность режимов течения, которые могут наблюдаться в ранних моментах времени периода эксплуатации ГС. Эти простейшие одно­мерные режимы течения (ВСС, РФП, ЛФП и др.) принима­ются за основу при планировании ГДИС и интерпретации данных.

Рис. 5.1. Схема расположения горизонтальной скважины и простейшие потоки

Рис. 5.2. Схематический диагностический билогарифмический график изменения давления горизонтальной скважины

201

вертикалью. Коэффициент скважины С рассчитывается на погонную единицу длины для Vyc (удельного объема на еди­ницу длины ствола скважины). Более реальное значение С можно получить по данным точек прямолинейного графика с единичным уклоном в диагностических билогарифмических координатах: см. табл. 5.1, уравнение (5.4'). Несмотря на то, что значение С для горизонтальной скважины может быть значительно больше, чем для вертикальной скважины в том же пласте, время 1к „„„ обычно бывает не столь большим из-за высокого значения С в уравнении (5.4') - за счет влияния длины продуктивного ствола ГС.

Следующий режим течения - ранний (начальный) пе­риод РФП. На диагностическом билогарифмическом графике характеристикой совершенного (или эллиптического) РФП яв­ляется постоянство производной давления Р' - уклон графика равен нулю. График [lg t, Pc (t)] имеет прямолинейный участок с уклоном т, и по уравнению (5.5') можно оценить значение (k_rk_в). Механический скин-фактор 8м, который характеризует качество вскрытия и заканчивания скважины, рассчитывают по уравнению (5.6'). Величина kg является макроскопически сред­ней по оцениваемой толщине пласта в вертикальном направле­нии. При наличии тонких пропластков k_в может быть значи­тельно меньше, чем значения по данным анализа кернов. Время конца периода начального РФП - 1_{к РФП} (когда радиус области влияния достигает ближайшей границы) определяется уравне­нием (5.7'), и если приток в конце периода ВСС значителен, то рассчитывается по уравнению (5.8').

ГС могут также проявлять полурадиальное течение (или псевдорадиальное), когда производная давления Р' на диагностическом графике остается величиной постоянной. Полурадиальное течение может проявляться под влиянием одной непроницаемой границы-кровли или подошвы пласта. В этом случае происходит изменение (удвоение) уклона прямолинейного графика в полулогарифмических коорди­натах и производная давления Р' будет выражаться прямо­линейным горизонтальным графиком в диагностических билогарифмических координатах с удвоенным значением уклона РФП.

Произведение (k_rk_в) вычисляют по уравнению (5.9'), используя уклон т' из графика Рс = Pс(t) в полулогарифми­ческих координатах; скин-фактор определяется по уравнению (5.10'). Полурадиальное течение закончится, когда радиус влияния достигнет второй горизонтальной непроницаемой границы. 1_{к РФП} - время конца полурадиального течения опре­деляется уравнением (5.11'). Если ГС (ее горизонтальный ствол) находится точно посередине между кровлей и подош­вой пласта, то в оценке этого времени нет необходимости.

Дальнейшее падение давления (в случае КПД) при­водит к проявлению линейного течения - ЛФП. Линии тока становятся параллельными непроницаемым кровле и по­дошве пласта и перпендикулярными к направлению ствола скважины. Как ранее было показано, признаком ЛФП явля­ется уклон, равный 0,5 для прямолинейных графиков:

Pс=Pс(t) и P'=P'(t). График APс(t) в координатах [\t, АР] должен быть прямолинейным с уклоном т''. Уравнение (5.12') используется для оценки k_в, h или Lc, если два других параметра известны. Скин-фактор для ЛФП на­ходят из (5.13'). Общий скин So всегда является позитивным и независимым от качества закачивания скважины. ЛФП заканчивается, когда добыча из области, ближайшей к кон­цу ствола скважины, начнет приближаться ко времени, оп­ределяемом уравнением (5.14').

Если ширина области дренажа в горизонтальном пла­не станет больше, чем Lc, скважина войдет в период псевдорадиального течения - ПРФП (см. рис 1.5, е). На большом рас­стоянии от скважины линии течения (траектории) будут гори­зонтальными и направлены к стволу скважины. Эта ситуация похожа на поздний период поведения ВС с вертикальной тре­щиной. График логарифмической производной давления Р' на диагностическом билогарифмическом графике снова предста­вится горизонтальной линией (сама производная будет посто­янной), уклон прямолинейного участка этой части графика в полулогарифмических координатах [lgt,APс(t)] определится величиной т" и из уравнения (5.15') возможна оценка kr, а из уравнения (5.16') - оценка Sm. Из-за ненадежности некоторых параметров в уравнении (5.16') период ПРФП мало пригоден для оценки скин-фактора Sm. Начало ПРФП - величина вре­мени приблизительно того же порядка, что и конец ЛФП (см. уравнение 5.17').

И, наконец, когда на поведение давления влияют условия, созданные на боковых границах пласта, для расче­тов по уравнениям (5.18') и (5.19') рекомендуется выбирать малые значения времени конца ПРФП - t_{к ПРФП} Последова­тельность режимов течения, вызванная боковыми гранич­ными условиями, идентична наблюдаемым в ВС. Отметим, что уравнения времени течения являются приближенными.

Анализ неустановившегося поведения восстановле­ния забойного давления (КВД) для ГС так же, как и для ВС, основан на принципе суперпозиции. Изменение дебита q в ГС моделируется суперпозицией фиктивных эксплуатаци­онных и нагнетательных скважин и последующим сумми­рованием действий всех скважин. Остановка (закрытие) до­бывающей ГС с дебитом «+q» моделируется суперпозицией фиктивной нагнетательной скважины с дебитом «-q» в той же точке, где находится и добывающая скважина со време­нем закрытия tp = 1пд (т.е. время работы скважины с момен­та пуска до закрытия принимаем равным времени работы скважины с постоянным дебитом). Результирующее давле­ние (КВД) получают, суммируя оба давления (действитель­ной и фиктивной скважин), для случая бесконечного пласта по концепции графика Хорнера при РФП или для ЛФП -графика в координатах корня квадратного из времени.

Математически корректным является случай, когда обе скважины - эксплуатационная и фиктивная нагнета­тельная - имеют один и тот же режим течения. Это обстоя­тельство является достаточно существенным, учитывая рас­смотренную последовательность режимов течения для ГС. Условие может быть ослаблено, если tp = 1пд значительно больше, чем максимальное время восстановления давления. Вклад добывающей скважины в общее изменение давления может стать пренебрежимым, и данные КВД можно анали­зировать, подобно КПД (как и в аналогичном случае с ВС). Во всяком случае, длительная КПД может значительно об­легчить анализ и интерпретацию режимов течения КВД.

Пластовое давление является одним из важных па­раметров, подлежащих определению по данным ГДИС ГС. Глубинные манометры в ГС обычно спускаются на глубину выше горизонтальной части. Поэтому замеренное давление должно быть пересчитано с учетом вертикального градиен­та давления. Для новых скважин рекомендуется измерять начальное пластовое давление непосредственно в конце длительного периода закрытия скважины, после короткого периода добычи, перед значительным истощением пласто­вой энергии. Пластовое давление можно найти для РФП по КВД экстраполируя прямолинейный график Хорнера или экстраполируя линейный график в координатах корня квад­ратного от времени до нуля для случая ЛФП. Неоднород­ность пласта серьезно затрудняет интерпретацию данных ГДИС в ГС.

Составление программы исследований ГС на неус­тановившихся режимах является достаточно специфичным. Так, на основании имеющейся геологической информации, геофизических данных, данных бурения и теоретических предпосылках инженер по ГДИС должен пытаться опреде­лить возможные режимы течений в ГС, их последователь­ность и продолжительность. Далее при составлении про­граммы работ ГДИС руководствуются планируемым гра­фиком изменения отборов перед и в течение исследований, выбором оборудования ствола, забоя, наземного оборудова­ния и глубинных манометров.

Интерпретация данных ГДИС и их анализ связаны с расчетами производных давления Р', так как при этом усиливаются "шумы" и сигналы, поэтому рекомендуется применять высокоточные электронные манометры, способ­ные в течение длительного времени регистрировать измене­ние давления в процессе ГДИС ГС. Высокая точность и час­тота замеров по времени электронных приборов позволяют получать кривые производных давления с минимальным «разбросом».

Важным элементом ГДИС ГС является закрытие скважины на забое с целью уменьшения ВСС, т.к. объем го­ризонтальной и вертикальной частей может быть значи­тельным, что исключит возможность использовать самые начальные участки КВД-КПД для интерпретации. Новые скважины рекомендуется кратковременно исследовать по­сле заканчивания. Для этого используются различного вида комплексы испытательных инструментов (КИИ) - одно- и многоцикловые, спускаемые в скважину на гибких трубах, а также опробыватели пластов, спускаемые на канате [7, 10, 46,142,156,210,260].

Примеры некоторых инструментов различных кон­фигураций для ГДИС, применяемых за рубежом, приведены в табл. 2.3 [137]. Одним из основных требований при испы­тании горизонтальных скважин является обеспечение сня­тия КПД в течение достаточно длительного промежутка времени, как и последующих КВД, с тем, чтобы как можно больше последовательных режимов течения могли себя проявить и их можно было бы оценить с помощью выше­описанной методики - диагностических билогарифмических и характеристических графиков.

Так, при исследовании ГС на интерференцию (гид­ропрослушивание) рекомендуется, в частности [231], при­менять дистанционные электронные глубинные манометры с точностью 0,05% от показаний прибора и порогом чувст­вительности 0,14 кПа (0,02 psi, или 0,00014 МПа), с элек­тронной памятью, способные работать в температурном ре­жиме пласта и скважины. Спуск глубинных приборов в го­ризонтальную часть скважины рекомендуется производить на гибких трубах или с помощью специального оборудова­ния.

Ранее Р.Г. Шагиевым при участии В.И. Васильева изучались особенности интерпретации данных горизон­тальных скважин [67]. В качестве примера, обработки, ана­лиза и интерпретации данных приведем результаты этого опыта ГДИС ГС.

Цель исследования заключалась в отработке мето­дики ГДИС ГС и определении параметров пласта и ГС. Объектом была выбрана ГС, эксплуатировавшаяся штанго­вым глубинно-насосным способом. Была составлена про­грамма проведения ГДИС: приведены исходные данные по скважине и информация по участку залежи, указаны виды работ по подготовке и оборудованию скважины, сроки вы­полнения и ответственные по каждому виду работ. Преду­сматривалась регистрация давления с помощью глубинного автономного цифрового скважинного прибора КСА-А2-36-80/60 [2], некоторые характеристики которого приведены в табл. 2.1.

Глубинный манометр помещался в наклонной части ствола скважины - переходной от вертикальной части к го­ризонтальной - в специальном перфорированном контейне­ре на конце насосно-компрессорных труб под насосом. Про­граммой работ по ГДИС предусматривалось перекрытие ствола скважины между приемом насоса и глубинным ма­нометром с помощью специального забойного отсекателя [47], который приводился в действие с помощью удлините­ля хода полированного штока на головке балансира станка-качалки или ручным способом, ослабляя канатную подвеску. Подобная технология с применением этого забойного отсекателя успешно применялась ранее при ГДИС ВС. Имелся положительный опыт работы по этой технологии.

На основании предварительных оценочных расче­тов был составлен обзорный график ГДИС ожидаемых из­менений давлений и дебитов во времени.

После подготовительных работ ГС была пущена в работу на 96,5 ч, затем остановлена для снятия КВД1 в те­чение 260 ч, снова повторно была пущена в работу на 90 ч и остановлена для снятия КВД2 на 107 ч. Общая продолжи­тельность ГДИС составила 560 ч (23 сут). На этом интерва­ле времени глубинный манометр зарегистрировал 3600 то­чек изменения давления с равномерным шагом во времени 10 мин. Работы проводились в сотрудничестве с институтом БашНИПИнефть.

На рис. 5.3 приведен обзорный график ГДИС, на котором нанесены 8200 точек, записанных после подъема манометра из скважины. К сожалению, возможно из-за от­сутствия опыта перекрытия наклонной части ствола сква­жины, не удалось перекрыть ствол скважины с помощью отсекателя, как это планировалось в программе ГДИС.

В качестве иллюстративного примера приведен фрагмент обработки, анализа и интерпретации данных КВД1 ГС на рис. 5.4, на котором диагностический билогарифмический совмещенный график изменения давления и логарифмической производной давления Р' рассчитан по ранее изложенной методике в главе 1.9.

Рис. 5.3. Обзорный график исследования горизонтальной скважины

К сожалению, видимо, в данном случае оказались недостаточная разрешающая способность прибора по дав­лению и погрешности измерения забойных давлений. Для построения более «гладкого» графика производной давле­ния Р' применяются различные процедуры сглаживания экспериментальных данных [193, 270]. При обработке заме­ренных данных Рс = Pс(t) ГС были апробированы рекомен­дованные другими исследователями методы одно- и много­кратного сглаживания, а именно: 1) методы скользящей средней, 2) интерполяционные полиномы Лагранжа, 3) ин­терполяционные полиномы Ньютона, 4) полиномиальная аппроксимация. Однако ни один из перечисленных методов не дал в этом конкретном случае удовлетворительных ре­зультатов после однократного применения. Наилучшие ре­зультаты были получены при использовании интерполяци­онного полинома Лагранжа третьего порядка. Использова­ние различных процедур сглаживания экспериментальных кривых Р' может приводить к потере полезной информации и ошибочной интерпретации КПД-КВД.

Этим объясняются рекомендации [97, 137, 231] о необходимости применения высокоточных манометров (в частности, стандартных глубинных электронных дистанци­онных манометров с компенсационными пьезокварцевыми датчиками) при проведении подобных ГДИС ГС и после­дующей интерпретацией данных с использованием произ­водных давления.

215

Анализируя эту условную и приближенную инфор­мацию с учетом ранее сделанных оговорок, можно отметить некоторые особенности. Имеют место два РФП (ранний и поздний - ПРФП). Отмечаются два СФП в разные моменты времени. Для их интерпретации необходимо знание профиля притока к скважине (возможно подключение-отключение пропластков, наличие радиальных трещин, различное соот­ношение дебитов зон притока, анизотропия пласта и др.). Ранний РФП отличается от полурадиального (полуэллипти­ческого) притока, который может возникать под влиянием притока от единственной непроницаемой границы (например, кровли или подошвы пласта). Для полурадиального по­тока характерным являются удвоение, точное дублирование (повторение) уклона - появление на диагностическом билогарифмическом графике Р' характерной ложбинообразной (корытообразной) формы графика. Между тем этого удвое­ния-дублирования уклона нет, а следовательно, и гипотеза о полурадиальном течении в данном случае не получает осно­ваний и подтверждения. Наличие двух условно оцениваемых раннего и позднего псевдорадиальных потоков может наво­дить на мысль о влиянии анизотропии или слоистости пла­ста. Так, ранний РФП может определяться более высокопро­ницаемыми пропластками или слоями (или системой тре­щин), а поздний РФП может представляться суммарным, общим и определяется средними свойствами всех пропластков, слоев (возможно, системой трещин и матриц).

Оценочное приближенное значение механического скин-фактора по уравнению (5.6') составило Sm—6,012w-6. Это отрицательное значение и величина скин-фактора могут интерпретироваться как отсутствие ухудшения состояния призабойной зоны скважины. Напоминая еще раз о демон­страционном, оценочном характере второго варианта ин­терпретации, отметим, что использование диагностического билогарифмического графика Р' в процедуре обработки и интерпретации данных ГДИС может дать больше информа­ции о продуктивном пласте по сравнению с ранее извест­ными, традиционными методами интерпретации данных ГДИС ГС на неустановившихся режимах.

В заключение для построения качественной кривой производной давления Р' рекомендуется применение высо­коточных глубинных дистанционных электронных мано­метров (сопоставимых по техническим характеристикам датчиков давления с соответствующими характеристиками датчиков типа компенсационных пьезокварцевых) с поро­гом чувствительности 0,0014 МПа, пределами измерения в диапазоне до 75-103 МПа, точностью 0,01% от показаний прибора +2psi (0,00014 МПа), программируемыми возможными темпами замеров по времени от 1, 2, 3, 5, 10 и 30 сек до 1, 2, 5, 10, 30, 60 мин с максимальным автономным вре­менем работы до 45 сут. измерения КПД-КВД на забое го­ризонтальной скважины.

Чтобы минимизировать влияние ствола скважины (послеэксплуатационный приток-отток, сегрегацию фаз и т.д.) на КВД необходимо использовать забойные отсекатели - компоновку подземного оборудования, позволяющего «мгновенно» закрыть скважину на забое, в т.ч. и горизон­тальную часть ствола скважины. Это позволяет получать более качественные (большей длительности по времени) КВД, неискаженные ВСС, что дает возможность идентифи­цировать большее число типов фильтрационных потоков. Дистанционный глубинный манометр должен спускаться под забойный отсекатель и обеспечивать возможность как контроля на поверхности, так и регулирования течения про­цессов перераспределения забойного давления в горизон­тальных скважинах.

Для исследования отдельных интервалов горизон­тального ствола скважины компоновка глубинных приборов и оборудования (забойного отсекателя, пакера и др.) должна обеспечивать возможность производства поинтервальных измерений забойных давлений с изоляцией - отсечением с двух сторон исследуемого интервала.

Технология ГДИС ГС должна предусматривать снятие КПД-КВД большой продолжительности по времени с тем, чтобы их длительность была достаточной для разви­тия и проявления в пласте и отражения на КВД, эволюции и динамики различных типов фильтрационных потоков (ЛФП, РФП, СФП и др.).