CC BY
10РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.5.001.42
м.Л. карнаухов, д.т.н. профессор, e-mail: karnauhov@front.ru;
у.м. карнаухова; о.в. Сычева, Тюменский государственный нефтегазовый университет
применение методов гди при мгновенном пуске скважин в работу
Применение новой методики эталонных кривых при исследовании скважин позволяет достоверно и точно рассчитать параметры пласта. Графики эталонных кривых также могут быть применимы и для горизонтальных скважин с оценкой параметров в дальней зоне фильтрации. Кроме того, разработанная методика расчета параметров пласта по данным эталонных кривых притока позволяет помимо проницаемости пласта определять еще и его пористость.
Рассмотренные в № 10-2011 г. журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ» в статье Карнаухова М.Л., Сычевой О.В., Карнауховой У.М. «Совершенствование методов испытания наклонно-направленных скважин испытателями пластов» возможности применения эталонных кривых притока при исследовании скважин испытателями пластов на трубах (ИПТ) также могут быть реализованы при исследовании добывающих скважин по схеме мгновенного их пуска в работу.
При компрессировании наклоннонаправленной скважины (рис. 1а) КВУ имеет изгиб в средней своей части (рис. 1б), что соответствует притоку в условиях увеличенного емкостного показателя на наклонном участке. В результате интерпретации полученной КВУ с применением эталонных графиков построена диаграмма давления (рис. 1в). Из рисунка 1в видно, что отрезок кривой, соответствующий движению уровня поступающего флюида по вертикальному участку ствола данной скважины совпадает с эталонной кривой и характеризуется значением Сб*=1015, а по наклонному - постепенным переходом к кривой с большим емкостным показателем Сб*=102. При движении уровня поступающей жидкости на следующем после наклонной части вертикальном участке ствола фактическая кривая снова будет соответствовать эталонной кривой с Сб*=101,5.
Следующая кривая притока (КВУ) получена при исследовании горизонтальной скважины № 26276 Самотлорской площади (пласт АВ11-3), которая записана после создания скачка депрессии на пласт.
Скважина № 26276 очередным пуском в эксплуатацию осваивалась компрессированием. После проведения двух циклов снижения уровня скважину остановили на 9,7 суток и записали кривую притока. Параметры скважины и пласта следующие: давление в скважине Рс(0) = 6,3 МПа; пластовое давление Рпл = 16,5 МПа; эффективная толщина Ь|эф = 4 м; пористость т = 0,2 д.е.; сжимаемость смеси (Зсм = 1,1 *10-3 МПа-1; сжимаемость породы (Зп = 1,0 *10-4 МПа-1; объемный
коэффициент нефти Вн = 1,16; вязкость нефти рн = 1,06 сП; плотность смеси рсм = 900 кг/м3; радиус труб гт = 0,063 м. Поскольку скважина практически не работала перед «остановкой», то подобрать какую-либо известную схему расчета не представляется возможным, так как во всех схемах обязательным условием является отбор жидкости из пласта при времени отбора, сопоставимом со временем КВД или превышающем это время.
Отметим,что в настоящее время нет в литературе обоснованных методик интерпретации КВУ, записанных после мгновенного запуска скважин в работу. В предыдущей статье мы показали возможности выполнения таких расчетов
Рис. 1. КВУ в наклонно-направленной скважине
44 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 12 \\ декабрь \ 2011
1.0
0*8
0.6
0.4
0*2
0.0
— ч
°с. \
\ о О.
\
ч
10'
10"
10ч
10'
Рис. 2. Эталонный график КП в скважине № 26276 Самотлорской площади
0.0 і
0.1
10
100
1.0
0.8
0.<5
0.4
0.2
00
Р*
и/с4
—И
ое; X
. * ч \УД Ч \\ ' ■1
к — \Ч\\ V
3 а * ч ь \\\ N Ж\
1 X ч
ю-
V-
.16
10*
10"
10?
10е I, с
Рис. 3. Интерпретация КП, записанной при ГдИ в скважине № 26276 Самотлорской площади
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, вообще нет никаких сведений в литературе по интерпретации замеров.
В данном случае интерпретации применили метод, который реализован в программном продукте - Saphir - КВУ,
временах замера фиксируется участок КВУ, отражающий работу дальней радиальной зоны.
В связи с этим мы предлагаем разработанные графики эталонных кривых применить и для горизонтальных скважин с оценкой параметров в дальней радиальной зоне фильтрации. Эталонный график построен в координатах Р* - 1д t, где Р* = (РпЛ - РсОО)/ (Рпл - Рс(0)).
По данным фактического замера давления от времени построен рабочий график КП в полулогарифмических координатах Р*- |д (рис. 2).
Затем фактический график КП сравнивается с эталонным графиком, и параллельным перемещением этих графиков относительно друг друга вдоль оси абсцисс находится такая кривая на эталонном графике, которая наиболее полно совпала со сравниваемой кривой на всей ее протяженности.
На рисунке 3 показана такая процедура. Сравниваемая кривая ближе всего совпадает с эталонной кривой 6, соответствующей Сб = 106.
Установив соответствие между произвольно выбранным значением фактического времени t на графике КП и безразмерным временем ^ на графике эталонных кривых (для ^/Сб = 1,5 соответствующее значение t = 105с) выполнены расчеты:
• Гидропроводность пласта
кИ М
=0,33
0,0б32м2
6 1 ^'УІ Д^см сП •
2.105сЭЯ!-0,09
М
фиксируемая путем замера уровней жидкости в скважинах после компрессирования, анализируется как КВД, записанная после длительной остановки скважины. Для чего условно введено время отработки скважины, равное 710 часам (т.е. среднегодовой месяц). Однако КВУ на самом деле регистрируется после скачка депрессии на пласт. При этом на начальном этапе ее регистрации идет активный приток жидкости в скважину, а при последующих
• Проницаемость пласта
к=кЪ ц=033^п--1'06сП=0 00009д. М И 4-ЮОсм
выводы
Предложена методика для интерпретации диаграмм давления, записанных при исследовании скважин методом мгновенного пуска их в работу при скачке депрессии.
Показано, что на основе эталонных кривых притока можно вести оценку параметров пласта, как при исследовании с применением испытателя пласта, так и при исследовании методом КВУ вертикальных и даже горизонтальных скважин.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка месторождений \\ 45
