Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов исследования скважин на приток

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов исследования скважин на приток"

На правах рукописи

СЫЧЕВА ОЛЬГА ВИКТОРОВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА ПРИТОК

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

5 ДЕК 2013

Тюмень - 2013

005542269

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

- доктор технических наук Карнаухов Михаил Львович

- Ермолаев Александр Иосифович,

доктор технических наук, профессор, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, завкафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

- Кадочникова Лилия Михайловна, кандидат физико-математических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский Нефтяной Научный Центр» (ООО «ТННЦ»), руководитель группы моделирования

- Общество с ограниченной ответственностью «Лукойл-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 26 декабря 2013 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 26 ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

При контроле за разработкой месторождений нефти и газа применяются различные методы исследований. Одним из основных методов исследований являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ).

В современной практике разработки месторождений для гидродинамического изучения пласта применяются множество различных методов ГДИ, ориентированных на получение максимальной информации о пласте, отличающихся тем, что замер давлений ведется в различных геологических и технологических условиях и при различных режимах испытаний. Чаще всего применяют методы с записью кривых восстановления давления (КВД), а также кривых притока (КП), кривых снижения давления (КСД) и кривых падения давления (КПД). Все эти методы направлены на исследование горизонтальных, наклонно-направленных добывающих и нагнетательных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со сложным составом флюида пласта.

Следует отметить, что качество и глубина исследования пласта зависит от длительности записи КВД в скважине (до нескольких суток, недель), что позволяет изучить работу пласта с большой зоной дренирования. Однако из-за длительных остановок скважин нефтегазовые компании недополучают планируемые объемы добычи. Поэтому на практике сокращают периоды времени остановок скважин для проведения исследований.

При применении методов исследования скважин на приток, возможно, получить такую же информацию о пласте, что и при записи КВД.

Кроме того, новые методы разработки месторождений с бурением горизонтальных, разветвленных стволов, скважин с ГРП не всегда позволяют останавливать скважины для исследований методом КВД. Поэтому роль методов, связанных с записью КП, возрастает. А поскольку практического применения методов обработки и расчета параметров пласта по данным записи

КП в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах нет, то тема диссертационной работы актуальна и посвящена развитию новых методик обработки КП, записываемых в таких скважинах.

Цель работы

Разработать методику исследований скважин на приток и интерпретации результатов с использованием современных технологий исследования пластов.

Основные задачи исследования

1. Разработать новые методы обработки данных ГДИ при исследовании скважин на приток - с записью кривых давления притока.

2.-Исследовать процессы испытания скважин с применением испытателей пластов на трубах (ИПТ) с записью кривых притока и кривых восстановления давления.

3. Разработать и подготовить комплексную методику расчетов параметров пласта при записи кривых восстановления уровня по схеме КП для добывающих скважин.

4. Обосновать возможность применения методики обработки КП при исследовании горизонтальных скважин.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются эксплуатационные наклонно-направленные и горизонтальные скважины; предметом - гидродинамические исследования скважин.

Научная новизна

1. Получены новые зависимости изменения давления в вертикальных и горизонтальных нефтяных и газовых скважинах. Эти зависимости представлены в виде эталонных кривых.

2. Показано, что на основе эталонных кривых притока с большим диапазонам параметра емкости скважин, возможно определить свойства пласта в вертикальных нефтяных и газовых скважинах, а также в ряде случаев - в горизонтальных скважинах.

3. Применение эталонных кривых в комплексе с кривыми восстановления давления при исследовании скважин испытателями пластов позволяет существенно повысить информативность исследований и определить новые характеристики пласта - определить плотность пластовых флюидов.

Практическая ценность работы

Заключается в повышении качества и информативности интерпретации результатов исследований в процессе бурения и при эксплуатации скважин.

Разработанная методика применялась при выполнении заключений по результатам интерпретации диаграмм давления скважин Самотлорского месторождения, Северо-Губкинского месторождения и Северо-Хальмерпаютинской и Пякяхинской площади.

Основные защищаемые положения

1. Методика интерпретации данных гидродинамичесих исследований в вертикальных и горизонтальных нефтяных и газовых скважинах на основе полученных новых зависимостей изменения давления - кривых притока.

2. Применение эталонных кривых притока в комплексе с кривыми восстановления давления для определения продуктивности скважин и параметров пластов с учетом изменения емкости ствола скважины и наличия скин-эффекта.

3. Оценка параметров пласта по единой схеме при применении испытателей пластов в открытом стволе, так и при исследовании методом КВУ вертикальных и горизонтальных эксплуатационных скважин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку методики интерпретации данных гидродинамических исследований (ГДИ) с использованием численных методов и компьютерных технологий, которая позволит определить емкостные параметры в пласте, для осуществления контроля за разработкой месторождений.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно пункту 5: «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов исследований

Результаты исследований докладывались и обсуждались на следующих международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях: «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2006 г.); «Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных месторождений» (Тюмень, 2008 г.); «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.); «Нефть и Газ - 2008-2009» (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 2008, 2009 гг.); VII международный молодежный нефтегазовый форум (Казахстан, Алматы, КазНТУ, 2010 г.); «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, НИИ ТПУ, 2010 г.); а также на ежегодных семинарах кафедры «Разработка газовых и газоконденсатных месторождений» ТюмГНГУ (2006 - 2009 гг.) и ежегодных конференциях молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2010-2012 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 14 печатных работах, в том числе 4 работах - в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, включающих 88 наименований. Работа изложена на 105 страницах машинописного текста,

содержит 36 рисунков и 4 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении приведена основа работы, доказана ее актуальность, поставлена цель и обозначены основные задачи исследования, а также предложены новые методы их решения. Также отражена научная и практическая ценность результатов исследования.

В первом разделе рассмотрены вопросы применения методов обработки кривых притока к забоям скважин в процессе исследований. Показано, что совершенствование методов исследования скважин на приток и интерпретация результатов исследования необходимы для осуществления эффективного контроля за разработкой месторождений, а также составления оптимальных решений при проектировании разработки месторождений.

В диссертационной работе сделан анализ достижений последних лет в области исследования пластов, приняты во внимание многочисленные работы в области ГДИ отечественных исследователей Щелкачева В.Н., Чарного И.А., Телкова А.П., Рязанцева Н.Ф., Карнаухова М.Л. и других; а также зарубежных - Д.Хорнера, А. Грингартена, Р. Хорне и др. Выполнен обзор развития и применения методов ГДИ при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Показано, что, несмотря на огромные достижения в области ГДИ, в современных условиях разработки месторождений требуется создание новых подходов в обработке и интерпретации данных для получения качественных и точных сведений о пласте.

Особо проблемными являются исследования с записью КВУ, в практике пока нет точных и качественных методик определения свойств пласта. КВУ, записанная при снижении уровня в остановленной скважине, например, компрессированием и последующим мгновенным выпуском воздуха (газа) из затрубного пространства с прослеживанием заполнения колонны труб пластовым флюидом. Такая запись КВУ является кривой притока (КП). Известно, что методы, основанные на интерпретации кривых притока,

распространены при применении испытателей пластов на бурильных трубах (ИПТ). Эти замеры часто проводятся при проведении исследований бурящихся разведочных скважинах. Однако и при работе с ИПТ большее внимание уделяется КВД, чем КП. Поскольку стали применять ИПТ и в добывающих скважинах, которые являются искривленными или наклонно-направленными, то не всегда есть возможность записать КВД и приходится вести оценку параметров пласта только по КП.

На основе анализа применимости ГДИ сформулированы задачи исследования. На практике чаще всего обработка исследований скважин с записью кривой восстановления уровня сводят к обработке полученных данных по схеме аналогичной интерпретации с записью индикаторных кривых (ИК) (рисунок 1).

в)

0« Чг 9

а

<3

<г,

<г.

р *

Ті

Ті

ТІ

а) КВУ; б) дебиты на интервалах КВУ; в) индикаторная диаграмма Рисунок 1 - Обработка КВУ индикаторной диаграммой

По наклону прямой - ИК, рассчитывается гидропроводность пласта

_гс_

Iи 2лАР '

где к - проницаемость, м2; к - толщина пласта, м; ц - вязкость, Па-с; <7 - дебит, м3/с; 1п - натуральный логарифм; гК - радиус контура питания, м; гс - радиус скважины, м; ДР - депрессия пласта, Па.

Такой подход для расчета проницаемости, гидропроводности и других параметров пласта не пригоден, если не удается достичь процесса стабилизации. На процесс притока поступающего флюида в скважину существенно влияет скин-эффект, который невозможно определить при обработке методом индикаторных диаграмм.

Поскольку в настоящее время из-за сложных конструкций скважин приходится проводить замеры в период отработки скважин, то есть записывать в этих скважинах КП, то этим методам следует уделять особое внимание.

Следует учесть ещё и тот факт, что появилась возможность замера давления на приёме насосов и есть информация по отработке скважин, чего раньше не было. При записи КП можно получить весь объем информации о пласте, не записывая КВД. Поэтому актуальным является проблема обработки данных при регистрации КП.

Во втором разделе рассмотрен применяемый в настоящее время подход к анализу результатов исследования скважин на приток. Представлена новая методика анализа и интерпретации различных исследований скважин на приток.

При создании эталонных кривых для решения дифференциального уравнения диффузии

Э2р 1 др _ тцР Эр

(2)

где Р — давление при некотором расстоянии г от скважины в момент времени Па\ т - пористость; /л - вязкость, Па с\/3 - сжимаемость жидкости, ПаЛ\ к - проницаемость пласта, м2.

Задаем краевые условия:

- на контуре питания (г —> °°) с постоянным начальным пластовым

давлением на ней Р - Рш;

- в скважине (г = гс) с начальным давлением Р0 = Рс(0);

- дебит в скважине равен скорости накопления пластового флюида в скважине (трубах)

dV

1 = ~Г' (3)

dt

где q - дебит жидкости, м!с\ V - объем поступившего пластового флюида в скважину, м31 - время, с.

Величина забойного давления Рс (t) определяется по формуле:

Pc(t) = Pc(0) + APc(t), (4)

где Pc{t)- давление в скважине в момент времени t, Па\Рс(0)- давление в начале притока, Па\ АРс (t) - дополнительное давление, поступившей жидкости в скважину во время испытания, Па.

Дополнительное давление, зависящее от накопления жидкости в трубах АРС (t) можно представить выражением:

V{t)

APc(t)=-^, (5)

Cr

где V(t) - объем жидкости в трубах за время t, ,м3; Ст - параметр емкости, характеризующий уровень, поступившей жидкости в трубы при притоке AV на единицу изменения давления АР (емкость труб),

с av = M=£5L, (б)

АР rnh Гп

где fj - площадь сечения труб, м2\ h - прирост жидкости в трубах, м\ у„ - удельный вес поступившего флюида, Н/мъ ; гт - радиус трубы, м. Краевые условия в безразмерных параметрах для решения задачи: Cr

С^ —--—г— безразмерная емкость скважины;

2 Kmhßrc

к!

- безразмерный показатель времени испытания.

тцРг-

Поскольку в период доминирования влияния ствола скважины (ВСС) Р5 = ?5/С5, все эталонные кривые представляют линии единичного наклона, равного 45°.

В основе метода типовых кривых лежит прямолинейная зависимость между размерными и безразмерными величинами и свойство логарифма:

Р^^-АР-2 я-кк

н»1пР5 =1п(ДР)+1п

СК

кС*,

= 1пг+ 1п!

2/г ■ кк дВм .

2ж- кк м-с„

(7)

(8)

В России обработка кривых притока осуществляется только построением индикаторных диаграмм, зачастую не достигнув стабилизированного режима. Поэтому подобный способ дает ошибочный результат и не всегда применим. Необходимо разработать методику обработки кривых притока.

На основе интегрального преобразования Лапласа получены решения, соответствующие краевым условиям:

' (л/1) + гСд0(VI) + ял/г*, (VI)]'

(9)

где Сй =СЙ ■ е

- скин-эффект; К0, К{- модифицированные функции

Бесселя.

На рисунке 2 представлены решения в виде набора кривых, полученные в данной работе на основе обратного преобразования Лапласа и применения алгоритма Стефеста. Впервые обобщенные эталонные кривые, были построены Холхассом Ч.А. (кривые под номером 13 - 16 на рисунке 2), кривые 5 - 12 достроены зарубежным ученым Г.Х. Купером. Для низких значений емкости построены кривые 1 - 4 в диссертационной работе впервые. В 1975 году методы вычисления типовых кривых представил ученый Рамей с соавторами.

Кривые изменения давления полученные в работе для значений С'б =10° -1040, выражение С*6 =Ю20 -1040 представляет функцию С"5=Сб ■ еъ, а в диапазоне С5 =10° Ю20 - функцию в виде С6 =С6, при этом ^ = 0.

р, о

Рисунок 2 - Представление эталонных кривых в виде палеток

Новые рассчитанные кривые, которые соответствуют значениям С'б = 10~4 н-10°, получены для малых значений емкости и соответствуют притоку жидкости из пласта в подпакерную зону (например, при испытании в остановленной скважине с применением испытателей пластов на трубах).

Кривые притока с большим диапазоном позволяют осуществлять обработку данных при гидродинамических исследованиях скважин с переменными режимами испытания, а также интерпретацию испытания на приток с последующим восстановлением давления.

Таблица 1 - Соответствующие значения эталонных кривых притока

Номер кривой 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

с,-,еа і О'4 ю-' ю-2 Ю'1 10" 1 о"-5 10' ю1-5 Ю2 І03 105 10'" І02" 10зо Ю4"

Параметры кривых на рисунке 2 следующие

рш - р

t- =--I с- =-

mjLiPx-rj ' ° y mf3h r;.2 '

P. = —-,

Р,,-Р о

t6 _kh ty

y-pxg,

(И)

ce l2 ЯГ,,,2

где P5 - параметр безразмерного давления; fg - параметр безразмерного времени, Сб - безразмерный параметр емкости; к - проницаемость, м2; h - толщина пласта, м\ ft - вязкость, Па-с; т - пористость; рж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/Па; t - время, с; гс - радиус скважины, м; гт- радиус труб, м; 5 - степень загрязнения в скважине (скин-фактор).

Расчет параметров по эталонным кривым притока сводится к сопоставлению реальных кривых притока Рс = fit), перестроенных в том же масштабе, что и эталонные кривые, с эталонной кривой притока, которая наиболее точно совпадает с рабочей кривой. По совпадению двух кривых изменения давления находится значение параметра емкости Cg, по которому ведется расчет пористости пласта исходя из формулы (10), а по соответствующим значениям ig/Cg- рассчитывается проницаемость пласта (11).

Таким образом, билогарифмический график с реальными данными и график типовых кривых, имеют одну и ту же форму, только смещены по осям относительно друг друга. Зная величины этих сдвигов, можно оценить параметры пласта.

Приемы вычисления кривых давления, связанных с решением задач на основе обратного преобразования Лапласа, имеют ограничения в применении (моделируются идеальные процессы работы пласта - однородная система, емкость постоянна, не учитывается влияние границ пласта и т.д.) и поэтому, чтобы получать КП для неидеальных условий фильтрации лучше применять численные методы решения. Ниже приведен один из вариантов численного метода решения задачи о притоке жидкости в трубы.

Суть данного метода состоит в том, что уравнение диффузии представлено в конечно-разностной форме. Отличие в решении задач, полученных, на основе

преобразований Лапласа и численным методом решения задач, состоит в том, что можно реализовать сложные граничные условия и переменные параметры системы (например, переменная емкость, скин-эффект). При применении численного метода решения данной задачи появляется возможность рассмотреть множество различных условий для решения данных задач.

Получены эти решения следующим образом. Основное уравнение для давления в пласте связанное с радиальным течением - это уравнением диффузии

(12)

где г - радиус, м\ т - пористость; к - проницаемость, м ; Р - давление, Па\ [х - вязкость, Па-с\ р - сжимаемость системы, 1/Па\ I - время, с.

Проницаемость к является не постоянной величиной: в околоскважинной зоне к меньше проницаемости удаленной зоны.

При решении уравнения принимается, что: пласт является бесконечным, с начальным пластовым давлением Р = Рш|. Скважина работает с переменным дебитом. Граничное условие отражает скачек давления, где Рс(о)=Р0<Рш|.

На рисунке 3 приведены кривые давления, рассчитанные численным способом для проницаемостей к = 0,2; 0,5; 1; 2; 5; 10; 20; 40; 80; 160 мД.

На рисунке 4 представлены кривые, рассчитанные также численным методом для давления с учетом скин-эффекта, их параметры представленны в таблице 2.

№ кривой давления Глубина зоны загрязнения, м Скин-эффект

1 0,2 5

2 1,2 20

3 10 40

4 50 55

5 300 70

Рисунок 3 - КП, полученные численным методом решения

Рв)-г(О) Рпл-Р(О)

-- производная КП1

--производная КП2

-КПЗ

!--производная КПЗ

-КП4

--производная КП4

-КП5

--производная КП5

Рисунок 4 - Эталонные кривые давления с учетом скин-эффекта

Проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) выбрана равной - в 10 раз меньше проницаемости пласта. Анализируя полученные кривые притока с учетом скин-эффекта видно, что КП с высоким показателем скин-эффекта имеют большие отклонения. Однако более четко влияние скин-эффекта на КП отображается на кривых производных давления.

Поэтому факт определения не только проницаемости, но и скин-эффекта по КП расширяет возможность применения этого нового метода.

В третьем разделе приведены практические примеры применения обработки данных КВУ и КП в вертикальных, наклонно-направленных и скважинах с применением ИПТ.

Новая методика обработки кривых притока может широко применяться не только при производстве работ по изучению параметров призабойной зоны пласта скважин испытателями пластов, но и для широко применяемых способов исследования методом восстановления уровней в добывающих как вертикальных, так и в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Предложенные эталонные кривые применимы для наиболее точного и качественного определения параметров пласта. Доказано, что по эталонным кривым можно определить гидропроводность призабойной и удаленной зон пласта, скин-эффект, плотность, газовый фактор и другие параметры пласта.

Приведены практические примеры применения обработки данных КВУ и КП в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах на нефтяных месторождениях.

На рисунке 5 приведен пример испытания скважины с применением ИПТ: пластовый флюид поступает из пласта в бурильные трубы (рисунок 5а), постепенный рост столба жидкости в трубах создает дополнительное давление на пласт (кривая притока, рисунок 56), затем на забое клапан перекрывают, и начинается процесс восстановления давления (запись КВД, рисунок 56). Фактическая запись кривой притока при испытании с ИПТ, построенная в системе координат, соответствующей эталонным кривым (рисунок 5 в), на

первом этапе обусловлена значением параметра емкости Сб —101'", а далее, при поступлении притока в подпакерную зону характеризуется значением Сб = 10"'.

приток

■-

Рисунок 5 - Испытания в вертикальной скважине с применением ИПТ

На рисунке 6 представлен пример совместной записи КП и КВД при проведении испытания с ИПТ в наклонно-направленной скважине. На таком примере можно наблюдать четыре различных режима исследования: запись КП на трех участках, каждый из них соответствует определенным интервалам ствола скважины (бурильных труб). Зная профиль притока поинтервально, можно определить плотность пластового флюида. Тем самым, доказано, что с помощью новой методики обработки исследований с применением палеток можно проводить комплексный анализ с обработкой всех участков КП и КВД.

Первый участок записанной кривой притока, обозначенный точками АВ соответствует значению Съ =10''5. Второй участок кривой притока СБ равен С6 = 102, третий участок искривился в сторону второго участка с С6 -101'5.

Запись КВД отражена кривой ЕБ, которая в своей конечной части совпадает с эталонной кривой равной значению С"5 = 1СГ1.

Анализируя данный пример, установлен факт наличия нескольких участков записи КП в соответствующих интервалах бурильной колонны, а также запись КВД позволяет более точно и надежно подобрать на эталонном графике соответствующие кривые для отдельных режимов исследования.

систсмп координат фактических кривых

121314 „

7%

V

, 1(1 ни

СиОр.ІІІІКІІ ЖІ.ЮІІІІЬІХ крііні.1,4

Рисунок 6 - ИПТ в искривленных скважинах

В четвертом разделе приведены примеры интерпретации исследований скважин с применением эталонных кривых с записью КВУ.

После компрессирования наклонно-направленной скважины и запуска её в работу получена КВУ (рисунок 7а), она искривлена в средней части (рисунок 76), что соответствует притоку в условиях большего емкостного показателя на наклонном участке, пример интерпретации такого вида исследования с применением эталонных графиков (палеток) показан на рисунке 7в. Из рисунка 7в видно, что отрезок кривой на диаграмме изменения давления, соответствующий движению уровня поступающего флюида по вертикальному

участку ствола данной скважины - фактическая кривая давления, совпадает с эталонной кривой и характеризуется значением С'6 = 101,5. Наклонный участок связан с постепенным переходом кривой с большим емкостным показателем С'6= 102. Фактическая кривая следующего участка, зафиксированного при движении уровня поступающей жидкости по трубам из пласта, после наклонной части на вертикальном участке ствола, снова будет соответствовать эталонной кривой со значением С'6 = 101'5.

о) ^ Отклонение от вертикали, м КВУ

0.75

0.5

0.25

система координат фактических кривых 2 / 3

0.01 0Л Г\ 10 100

система координат эталонных кривых

Время, с

Рисунок 7 - КВУ в наклонно-направленной скважине

В результате обработки данных гидродинамических исследований скважин трех пластов БПю2 в скважине № 612 Северо-Губкинского месторождения и интерпретации полученных диаграмм уровней жидкости в ней. Выполнен сравнительный анализ расчета гидродинамических параметров пласта по методу индикаторных диаграмм и по новой, предложенной автором, методикой обработки кривых изменения давления. Полученные значения гидропроводности представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Полученные параметры гидропроводности пласта

Объект № Расчет по индикаторным кривым Д см/мкм" Расчет по эталонным кривым Д см/мкм"

1 4,71 8,93

2 4,72 7,71

3 2,72 9,40

Из сравнительного анализа полученных значений гидропроводности по методам ИК и КВУ, КВД, выявлена численная разница. По методу КВД и КВУ значения друг другу полностью соответствуют. Разница в определяемых параметрах по методу ИД объясняется неверными результатами обработки. Забойные давления, зарегистрированные манометром при исследовании, не достигли стабилизированного режима, на так называемых «выделенных режимах» испытания.

Параметры пласта по предложенному методу более точно отражают фильтрационные свойства пласта, поскольку метод эталонных кривых не зависит от стабилизации давления при испытании скважин.

Рисунок 8 - Интерпретация КВУ по 6-му объекту скв. 612 Северо-Губкинского месторождения

Рассмотрим следующий пример записи кривой притока (КВУ), который был получен при испытании горизонтальной скважины № 26276 Самотлорского месторождения (пласт АВ11"1). Кривая притока в данной скважине записана в условиях, когда процесс фильтрации осуществляется путем создания резкого перепада давления в призабойной зоне пласта.

Освоение горизонтальной скважины № 26276 Самотлорского месторождения после очередного запуска в эксплуатацию осуществлялось способом компрессирования. После того, как было проведено два цикла снижения уровня, её остановили на 9,7 суток и забойными манометрами зарегистрировали кривую притока. Исходные данные для расчета параметров скважины и пласта следующие: забойное давление в скважине Рс(0) = 6,3 МПа; пластовое давление Рил = 16,5 МПа; эффективная мощность пласта 1г„|, = 4 м; пористость т = 0,2 д.е.; сжимаемость смеси (Зсм =1,1 *10~3 МПа"1; сжимаемость породы Р„ = 1,0 *10"4МПа~'; объемный фактор нефти В„ = 1,16; вязкость нефти = 1,06 сП; плотность смеси рс„ = 900 кг/м3; внутренний радиус труб гх= 0,063 м.

Перед остановкой на исследование скважина практически не работала, соответственно подобрать какую-либо известную методику расчета не представлялось возможным, так как для применения их обязательным условием является наличие постоянного дебита и длительной отработки скважины до закрытия, сопоставимым со временем записи КВД или превышающим это время.

Теории и применения методик для обработки данных при исследовании методом КВУ в условиях, когда процесс фильтрации осуществляется путем создания резкого перепада давления в призабойной зоне пласта (ПЗП) на практике в настоящее время нет. Особенно для горизонтальных скважин.

На примере приведенном выше показана возможность выполнения таких расчетов для КВУ по схеме подобной обработки КП - кривых притока, записанных при работе с испытателями пластов на трубах.

Для горизонтальных скважин, где исследование, проводилось методом мгновенного пуска скважины в работу, сведений по интерпретации замеров нет.

Однако поскольку КВУ регистрируется после создания резкого перепада давления в пласте. На начальном этапе записи кривой восстановления уровня наблюдается активный приток пластовой жидкости в трубы, а при последующих замерах во времени регистрируется участок КВУ, отражающий работу дальней радиальной зоны. В связи с этим разработаны графики эталонных кривых, которые можно применять для горизонтальных скважин с оценкой параметров в дальней радиальной зоне фильтрации.

В качестве инструмента для решения поставленных задач применены современные методы математического моделирования нестационарных процессов фильтрации. График эталонных кривых строится в координатах Р* - lg t, где рабочее давление Р* = (Рпл - Pc(t))/(Pnl] - Рс(0)).

По данным фактического замера забойного давления от времени построен рабочий график КП в полулогарифмических координатах Р*- Igt. Затем фактический график КП накладывается на эталонный график, пример представлен на рисунке 9.

0.01 0.1 1 10 100 т6/С6

Рисунок 9 - Обработка КП скважины № 26276 Самотлорского месторождения

Параллельным перемещением двух графиков относительно друг друга вдоль оси абсцисс находится такая кривая на эталонном графике, которая наиболее полно совпадает со сравниваемой кривой на всей ее протяженности.

В данном примере фактическая кривая наиболее совпадает с эталонной Кривой ПОД номером шесть, которой соответствует значение Сб= 106.

Для того чтобы приступить к расчетам, нужно установить соответствие между произвольно выбранным значением фактического времени I на графике КП и безразмерным временем 1б на графике эталонных кривых (для параметра

=1,5 соответствует значение I = 105с ). После того как соответствия установлены переходим к расчетам параметров пласта.

Коэффициент гидропроводности пласта

кк А

2 41 0,0632 л«2 МКМ2

т_

* ^У

2-г-у

= (1,5)х -= 0,33-

^ * ' Пгг '

2.10'3-0.09 мПа'° м

Коэффициент проницаемости пласта

0,зз ^^ЛМмПа-с

А:= —=-ИП^-= 0,0009мкмг.

// й 4-100

Таким образом, методика для интерпретации диаграмм давления записанных при исследовании скважин методом мгновенного пуска их в работу со скачком депрессии применима. На основе эталонных кривых можно вести оценку параметров пласта, как при исследовании с применением ИПТ, так и при исследовании методом КВУ вертикальных и горизонтальных скважин.

Основные выводы и рекомендации

1. Получены новые зависимости изменения давления в вертикальных и горизонтальных нефтяных и газовых скважинах. Эти зависимости представлены в виде эталонных кривых.

2. Применение эталонных кривых притока в комплексе с кривыми восстановления давления позволяет существенно повысить информативность исследований и определить характеристики пласта в дальней зоне.

3. Численным методом получено решение задачи о притоке жидкости в скважину и разработан способ расчета параметров пласта с учетом изменения емкости ствола скважины и скин-эффекта.

4. Доказано, что на основе эталонных кривых притока с большим диапазоном параметра емкости ствола скважины можно вести оценку параметров пласта, как при исследовании с применением ИП, так и при исследовании методом КВУ вертикальных и горизонтальных скважин.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1. Сычева О.В. Совершенствование методов испытания наклонно-направленных скважин испытателями пластов / О.В. Сычева, У.М. Карнаухова, М.Л. Карнаухов // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2011. - № 10. - С. 46-49.

2. Сычева О.В. Применение методов ГДИ при мгновенном пуске скважин в работу / О.В. Сычева, У.М. Карнаухова, М.Л. Карнаухов // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2011. - № 12. - С. 44-45.

3. Сычева О.В. Исследования горизонтальных скважин Ярейской площади Ямсовейского месторождения / О.В. Сычева, К.А. Евстафьева, А.И. Мальцев, М.Н. Киселев // Экспозиция Нефть и Газ. - 2012. - №2 (20). - С. 15-17.

4. Сычева О.В. Результаты исследований горизонтальных скважин на Ярейской площади / О.В. Сычева // Экспозиция Нефть и Газ. - 2013. - № 5 (30). -С. 109-112.

В других изданиях.

5. Чивилева О.В. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин в процессе разработки нефтяных месторождений/ О.В. Чивилева, Е.М. Пьянкова, O.A. Хмара // Сборник трудов кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» (Тюмень, 2007г.). - Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. - С. 18-27.

6. Чивилева О.В. Особенности исследования газоконденсатных скважин / О.В. Чивилева, М.Л. Карнаухов, С.С. Танасов // Сборник трудов кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» (Тюмень, 2007г.). - Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. - С. 49-55.

7. Чивилева О.В. Определение характера насыщения пластов-коллекторов и типа месторождений на основе гидродинамических исследований и изучения пластовых проб / О.В. Чивилева, И.И. Кущ // Сборник трудов кафедры «РЭГМ» (Тюмень, 2007г.). - Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. - С. 118-124.

8. Чивилева О.В. Применение испытателей пластов на трубах в наклонно-направленных скважинах / О.В. Чивилева, А.В. Северухин, Е.И. Краснова // Тез. докладов 62-ой Студенческой научной конференции - Москва: РГУ имени И.М. Губкина, 2008. - С. 201-203.

9. Чивилева О.В. Pressure-build-up curves recorder in the process of cavernous-fractured reservoirs study / О.В. Чивилева, И.А. Синцов, Д.И. Басаев // Тез. докладов 62-ой Студенческой научной конференции - Москва: РГУ имени И.М. Губкина, 2008. - С. 204.

10. Чивилева О.В. Совершенствование методов исследования скважин / О.В. Чивилева, В.М. Арсланов // Тез. докладов 63-ой Студенческой научной конференции - Москва: РГУ имени И.М. Губкина, 2009. - С. 189-201.

11. Чивилева О.В. Определение продуктивности скважин с учётом изменения свойств коллекторов / О.В. Чивилева, Е.М. Пьянкова // Сборник трудов SPE International (Тюмень, 20 апреля 2009г.). - Тюмень, 2009. - С. 289-291.

12. Чивилева О.В. Гидродинамические исследования двуствольных горизонтальных скважин / О.В. Чивилева, JI.M. Гапонова, И.А. Синцов // Сборник тезисов VII Международного молодежного нефтегазового форума. -Алматы: КазНТУ, 2010. - С. 66-68.

13. Чивилева О.В. Определение характера насыщения пластов-коллекторов и типа месторождений на основе гидродинамических исследований и изучения пластовых проб / О.В. Чивилева, Т.А. Абрамов, О.А. Хмара // Проблемы геологии и освоения недр: XIV Международный научный симпозиум студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова -Томск, 2010.-С. 35-37.

14. Чивилева О.В. Исследования наклонно-направленных скважин с применением испытателей пластов на трубах / О.В. Чивилева // Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз»: 2011 г. - С. 186-190.

Соискатель

О.В. Сычева

Подписано к печати 25.11.2013 г. Формат бумаги 60x841/16. Усл. печ. л. 1,00. Заказ № 188. Тираж 100 экз. ООО «ТюменНИИшпрогаз», ООВ 625019, г. Тюмень, Воровского, 2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сычева, Ольга Викторовна, Тюмень

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

(ТюмГНГУ)

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

СКВАЖИН НА ПРИТОК

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

На правах рукописи

04201455097

СЫЧЕВА ОЛЬГА ВИКТОРОВНА

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук Карнаухов М.Л.

Тюмень - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ................................................................................ 3

1 ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ТЕОРИИ И ПРОБЛЕМЫ ПРОВЕДЕНИЯ ГДИ.......................................................................................... 6

1.1 Краткий анализ создания и развития методов ГДИ при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений.................................. 6

1.2 Проблемы применения методов ГДИ........................................... 8

1.3 Влияние емкости ствола скважины при применении эталонных графиков КВД............................................................................. 16

1.4 Эталонные графики притока....................................................... 20

1.5 Постановка задач исследования.................................................. 23

2 ОСНОВЫ МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН НА ПРИТОК........................................... 24

2.1 Общая постановка задачи........................................................... 24

2.2 Основы интерпретации КП при регистрации давлений после создания скачка депрессии на пласт.............................................................. 29

3 ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЙ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

С ПРИМЕНЕНИЕМ ИПТ............................................................... 42

3.1 Типовые диаграммы давления, получаемые при работе с ИПТ............ 44

3.2 Проблемы проведения исследований в наклонно-направленных скважинах с применением ИПТ...................................................... 51

3.3 Исследования наклонно-направленных скважин с записью КВУ......... 59

4 ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КРИВЫХ ПРИТОКА

И КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ УРОВНЕЙ.................................... 65

4.1 Основы методов...................................................................... 65

4.2 Сравнение известных методов обработки исследований скважин с методом эталонных кривых............................................................ 70

4.3 Исследование скважин при мгновенном пуске их в работу................. 89

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.................................... 95

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ..................................... 97

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

При контроле за разработкой месторождений нефти и газа применяются различные методы исследований. Одним из основных методов исследований являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ).

В современной практике разработки месторождений для гидродинамического изучения пласта стали применять множество различных методов ГДИ [27, 28, 31 и др.], ориентированных на получение максимальной информации о пласте, отличающихся тем, что замер давлений ведется в различных геологических и технологических условиях и при различных режимах испытаний. Чаще всего применяют методы с записью кривых восстановления давления (КВД), а также кривых притока (КП), кривых снижения давления (КСД) и кривых падения давления (КПД). Все эти методы направлены на исследование горизонтальных, наклонно-направленных добывающих и нагнетательных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со сложным составом флюида пласта.

Следует отметить и такое обстоятельство как необходимость проведения исследований с записью КВД в течение длительного времени (несколько суток, недель), что позволяет изучить работу пласта с большой зоной дренирования. Однако из-за длительной остановки скважин нефтегазовые компании недополучают планируемые объемы добычи. Этот немаловажный фактор затрудняет остановку скважин на длительный период времени для проведения качественных и достоверных исследований.

При применении методов обработки кривых притока (то есть при испытаниях скважин на приток) возможно получить такую же информацию о пласте, что и при записи КВД.

Кроме того, новые методы разработки месторождений с бурением горизонтальных, разветвленных стволов, скважин с ГРП не всегда позволяют останавливать скважины для исследований методом КВД. Поэтому роль методов, связанных с записью КП, возрастает. А поскольку практического

применения методов обработки и расчета параметров пласта по данным записи КП в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах нет, то тема диссертационной работы актуальна и посвящена развитию новых методик обработки КП, записываемых в таких скважинах.

В диссертационной работе сделан анализ достижений последних лет в области исследования пластов, приняты во внимание многочисленные работы в области ГДИ отечественных исследователей Щелкачева В.Н., Чарного И.А., Телкова А.П., Рязанцева Н.Ф., Карнаухова М.Л. и других; а также зарубежных -Д.Хорнера, А. Грингартена, Р. Хорне и др. Выполнен обзор развития и применения методов ГДИ при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Показано, что, несмотря на огромные достижения в области ГДИ, в современных условиях разработки месторождений требуется создание новых подходов в обработке и интерпретации данных для получения качественных и точных сведений о пласте.

На основе анализа применимости ГДИ сформулированы задачи исследования.

Цель работы

Разработка методики исследований скважин на приток и интерпретации результатов с использованием современных технологий исследования пластов.

Основные задачи исследований

1. Разработать новые методы обработки данных ГДИ при исследовании скважин на приток с записью кривых давления притока.

2. Исследовать процессы испытания скважин с применением испытателей пластов на трубах (ИПТ) с записью кривых притока и кривых восстановления давления.

3. Разработать и подготовить комплексную методику расчетов параметров пласта при записи кривых восстановления уровня по схеме КП для добывающих скважин.

4. Обосновать возможность применения методики обработки КП при исследовании горизонтальных скважин.

Научная новизна

1. Получены новые зависимости изменения давления в вертикальных и горизонтальных нефтяных и газовых скважинах. Эти зависимости представлены в виде эталонных кривых.

2. Показано, что на основе эталонных кривых притока с большим диапазоном параметра емкости скважин возможно определить свойства пласта в вертикальных нефтяных и газовых скважинах, а в ряде случаев - и в горизонтальных скважинах.

3. Применение эталонных кривых в комплексе с кривыми восстановления давления при исследовании скважин испытателями пластов позволяет существенно повысить информативность исследований и определить новые характеристики пласта - определить плотность пластовых флюидов.

Практическая ценность работы

Заключается в повышении качества и информативности интерпретации результатов исследований в процессе бурения и при эксплуатации скважин.

Разработанная методика применялась при выполнении заключений по результатам интерпретации диаграмм давления скважин Самотлорского месторождения, Северо-Губкинского месторождения и Северо-Хальмерпаютинской и Пякяхинской площади.

1 ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ТЕОРИИ И ПРОБЛЕМЫ

ПРОВЕДЕНИЯ ГДИ

1.1 Краткий анализ создания и развития методов ГДИ при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений

Гидродинамическим методам исследования скважин (ГДИ) всегда уделялось большое внимание в нефтегазопромысловом деле. ГДИ проводятся для уточнения геологического строения пласта в зоне дренирования скважин, направлены на получение информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проектов разработки. При контроле за разработкой месторождений необходимо постоянно определять продуктивные характеристики пластов и скважин, выявлять гидродинамические свойства пластов (гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность и т.д.). Следовательно, немаловажно развивать и совершенствовать известные методы исследований скважин [32-35].

Первые методы ГДИ были созданы в 1950-е годы, когда для интерпретации результатов исследования скважин использовали специальные графики (графики в полулогарифмическом масштабе Миллера-Дайса-Хатчинсона (МДХ) и Хорнера) [72, 75]. Рассматривались методы для бесконечного пласта с радиальной фильтрацией в скважине. Было предложено на основе обработки этих графиков определять продуктивность скважин и основные коллекторские свойства пласта (проницаемость, гидропроводность и скин-эффект).

Обычно рассматривался режим при отработке данных с постоянным дебитом в однородном по проницаемости, пористости, сжимаемости и толщине пласте. На рисунке 1.1а приведены схемы типовых диаграмм давлений, полученные записью кривых притока и кривых восстановления давления в скважинах. На рисунке 1.16 представлен график Миллера-Дайса-Хатчинсона. Обязательным условием для получения такого графика является проведение гидродинамического исследования такой длительности, чтобы получить

в полулогарифмическом изображении конечный прямолинейный участок, характеризующий основные фильтрационные параметры пласта.

Эти параметры получают прямым расчетом через значение угла наклона КВД - [ = tg(x (угол наклона конечного прямолинейного участка кривой в полулогарифмических координатах), то есть через функцию:

/ = 0,183

kh

(1.1)

а)

Pi —

Q

T»t <1 =var

КП

ДР

КВД

9

6)

cL

о V

hit

полулогарифмическая шкала

Р - давление в скважине, ц - дебит, I - время, Г - время работы скважины, в - время восстановления давления (записи КВД)

Рисунок 1.1- Диаграмма КП и КВД при длительной отработке скважины с постоянным дебитом - а); график КВД Миллера-Дайса-Хатчинсона - б)

По методу МДХ разницу между забойным давлением Р3 и начальным пластовым давлением Рпл в закрытой скважине можно выразить формулой:

р -р

пл i и _j 1 2

Алкк т ц гс '

(1.2)

где Рт - пластовое давление, Па\ Р3 - забойное давление, Па\ q - дебит

? 2 скважины, м /с\ /л - вязкость, Па-с; к - проницаемость, м ; h - толщина пласта,

м\ t — время, с; т - пористость; гс - радиус скважины, м.

1.2 Проблемы применения методов ГДИ

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений необходимо всегда определять фильтрационные параметры пластов, чтобы осуществить контроль за их разработкой. Данный контроль проводят на основе гидродинамических исследований скважин с помощью различных замеров:

- забойного давления в работающей скважине и в скважинах без отработки с регистрацией кривых притока - КП;

- забойного давления в остановленной скважине, которая работала до остановки на исследование с постоянным дебитом, проводится регистрация кривых восстановления давления - КВД;

- депрессий и дебитов при установившихся режимах фильтрации с регистрацией индикаторных кривых - ИК.

В нагнетательных скважинах выполняются аналогичные замеры изменения давлений, репрессии и приемистости, только вместо кривых притока ведут запись кривых закачки - КЗ. Кривые падения давления - КПД -записывают в скважинах вместо записи кривых восстановления давления после работы скважины с постоянным расходом при закачке и определяют индикаторные кривые при закачке - ИКЗ, которые производят вместо ИК.

При отсутствии фонтанирующего фонда скважин такого вида исследования практически не проводятся, поскольку ИК можно получить только в условиях, когда режимы работы скважин при исследовании устанавливаются подбором подходящих по диаметру штуцеров (4, 6, 8, 10, 12 мм) и когда на каждом штуцере достигается стабилизированный режим отработки скважин. Такие замеры в некоторых скважинах удается выполнить только на начальных этапах разработки месторождения.

При разработке месторождений Западной Сибири на практике распространены исследования скважин с записью на забое кривых восстановления давления методом регистрации роста уровня жидкости в остановленных скважинах. Такого вида замеры вынуждены проводить в

нефтяных скважинах, оснащенных насосными установками, и в ряде скважин с горизонтальными и искривленными стволами, из-за того что осуществить спуск забойных манометров не представляется возможным. Из-за неточности определения изменяющихся параметров плотности жидкости в стволе скважины возникают проблемы с достоверным расчетом забойных давлений в скважине.

В остановленных скважинах после глушения часто проводят исследования на приток. Забойный манометр спускают в скважину обязательно до интервала перфорации. Путем закачки воздуха в затрубное пространство и с последующим резким выпуском его на поверхность достигается понижение уровня жидкости в стволе скважины и создаются условия для притока с одновременным заполнением скважины пластовым флюидом.

Темп заполнения пластовым флюидом скважины зависит от фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Исходную информацию, по которой осуществляется расчет параметров пласта, удается получить, осуществляя замеры изменения уровня жидкости в скважине или изменения забойного давления.

Достичь наиболее точных результатов по характеристикам фильтрационно-емкостных свойств пласта призабойной и удаленной зон можно при изучении высокопроницаемых отложений нефти или газа (0,10 и более мкм ) при регистрации забойного давления в закрытой скважине с записью

КВД. Влияние ствола скважины на КВД при исследовании пластов средней

22 (0,02 - 0,10 мкм ) и особенно низкой (менее 0,020 мкм ) проницаемости

приходится учитывать, так как на начальном этапе восстановления давления

этот период искажает динамику роста давления. Это явление в зарубежной

практике гидродинамических исследований называют «айегДоуу» или

«послеприток».

Но чаще всего исследования проводятся с кратковременной обработкой.

На рисунке 1.2 схематично изображена диаграмма изменения давления в скважине, полученная при исследовании пласта с применением свабирования

(поршневания).

Проводить исследование пласта указанным способом снижения давления на забое вынуждены из-за малого периода отбора пластового флюида, когда перед остановкой скважина работала непродолжительный период времени. Время поступления притока в скважину с пластовым флюидом в таком случае аналогично времени регистрации КВД.

Ра

Г 1 9

Р - давление в скважине, я - дебит, I - время, Т- время работы скважины, в - время восстановления давления (записи КВД)

Рисунок 1.2 - Диаграммы записи КП и КВД с применением свабирования

Установившийся режим притока за короткое время работы скважины не достигается и после того, как скважину остановили, в пласте происходит процесс перераспределения давления, связанный с продолжающимся ростом воронки депрессии в скважине. Образование новой («обратной») волны давления вызвано перекрытием притока в скважину на забое пластовой жидкости. При таком виде исследования пластов забойные манометры записывают давление, являющееся суммой двух происходящих процессов перераспределения давления в пласте, то есть интерференцией.

Известный метод Хорнера (рисунок 1.3) основан на том, что после работы с постоянным дебитом скважину закрывают на исследование и фиксируют продолжающийся отбор с тем же дебитом. Этот период длится в

течение всего исследования, с фактического закрытия скважины до его окончания с постоянным дебитом.

I = Гга^-

01 Г'.

4 V о

ЛР •

т+е

©

Рисунок 1.3 - График Хорнера

Вычисление отношения разницы между забойным давлением Р3 и начальным пластовым давлением Рпл в закрытой скважине можно выразить суммой снижения давления по результатам работы скважины с дебитом +д в течение времени исследования 7+0 и с дебитом - с/ в течение времени исследования скважины 0, где Т - время отработки скважины до закрытия, 0 - время исследования с закрытием скважины (к рассматриваемому моменту времени).

Следовательно, получаем:

Р -Р

ПЛ 3

ИЛИ

+ 2,25к(Т+ <д) | 2,25£6

4 лкИ тцрг2 с 4 лкИ тц.(3г2с

Р.=РЯ- 0183^18^®

кп В

(1.3)

(1.4)

Хорнер [72] впервые предложил применять формулу (1.4) для интерпретации кривой восстановления давления, записанной после непродолжительной работы скважины. Впоследствии эта формула была

рекомендована для обработки кривых восстановления давления, регистрируемых при испытании скважин в процессе бурения испытателем пластов.

Для того чтобы рассчитать параметры пласта, применив формулу (1.4), определяется следующий порядок действий:

Фактическую КВД, записанную при проведении исследования скважины, разделяют на несколько участков, на которых фиксируют несколько точек.

Значение этих точек на кривой Р, соответствует каждой точке «г». Для

, г+е,.

каждой точки определяется величина —~ . После этого строятся на

разграфленном листе бумаги значения точек в координатах: ось ординат - Р, , , г + 0;

ось абсцисс - —~—.

Согласно формуле (1.4) точки должны наноситься под углом, образовав

*

Юг "

некоторую прямую, тангенс которой - это («наклон»), равный * -0,183-

1 Г+е-п

Э