CC BY
13РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.5.001.42
М.Л. Карнаухов, д.т.н. профессор, e-mail: [email protected],
О.В. Сычева; У.М. Карнаухова, Тюменский государственный нефтегазовый университет
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИСПЫТАНИЯ НАКЛОННОНАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ
Предлагаемые типовые кривые давления, охватывающие широкий диапазон значений емкостного показателя, дают качественно новый способ анализа данных испытания с одновременным изучением работы как при притоке, так и при восстановлении давления, и тем самым повышают информативность и достоверность расчета параметров пласта. Кроме того, разработанная методика расчета параметров пласта по данным эталонных кривых притока позволяет помимо проницаемости пласта определять еще и его пористость, чем выгодно отличается от всех известных методик обработки кривых притока (КП).
При контроле за разработкой месторождений ключевыми исследованиями являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ).
К основным видам ГДИ относятся кривые восстановления давления (КВД), кривые восстановления уровня (КВУ), кривые притока (КП), которые на самом деле проводятся крайне редко, а главное - они выполняются в условиях сильного влияния ствола скважины. Наиболее точным и качественным методом ГДИ является испытание скважин испытателем пластов на трубах (ИПТ). Испытатель пластов все больше стал применяться и при контроле за разработкой месторождений. Одна из причин -исключение влияния ствола скважин на КВД, в связи с чем возможно за кратковременный период исследования получить всю необходимую информацию о пласте (пластовое давление, проницаемость пласта, гидропроводность, скин-эффект и др.). И методы типа УОС (устройство освоения скважин), Сваб (свабирование), так же как и ИПТ, выполняют ту же функцию.
В то же время большинство современных конструкций испытателей пластов ориентировано в основном на проведение исследований в процессе бурения, как правило, в поисково-разведочных
скважинах и в эксплуатационных вертикальных скважинах. Однако в Западной Сибири при эксплуатации месторождений проводят исследования в скважинах с большим отклонением ствола от вертикали (т.е. в наклоннонаправленных скважинах). При этом успешность операций с ИПТ резко снижается, и необходимы существенные изменения в техническом и технологическом совершенствовании данного метода исследования пластов.
На рисунке 1 приведена стандартная схема ИПТ, спущенного в скважину с отклонением от вертикали до 1000 м. Глубины составляют 1000-3000 м. Диаграмма давления - стандартная (для вертикальных скважин). На этой диаграмме показаны кривая притока (КП) и кривая восстановления давления (КВД). По этим данным определяются насыщение пласта, продуктивность, пластовое давление, проницаемость, гидропроводность и дебит. При этом в
Рис. 1. Схема испытателей пластов на трубах
46 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № ТО \\ октябрь \ 2011
наклонных скважинах не удается получить полную информацию по пласту, так как в таких искривленных скважинах очень сложно работать с ИПТ, поскольку управлять клапанами, которые находятся на забое, очень сложно, так как клапаны работают при вращении колонны (запорно-поворотный клапан) или ее вертикальным перемещением включением и выключением клапана (клапан ИП).
Нижеприведенные примеры основаны на изучении результатов применения ИПТ в ОАО «Сибнефть-ННГ». В этих примерах использованы материалы проведения ИПТ в процессе бурения и в колонне в шести скважинах Романовского (№№ 12, 134, 155, 179, 276 и 1000), в четырех
- Спорышевского (№№ 971, 972, 1010 и 1071), в двух - Карамовского (№№ 733, 735), также в двух - Средне-Итурского (№№ 210, 384), в одной - Ярайнеровско-го (№ 5228) месторождений.
На рисунке 2 приведен график успешности испытаний в зависимости от угла наклона скважин. На графике приведены результаты испытания 22 скважин, где проведено по два, три спуска ИПТ. При этом в ряде испытаний успешность была достигнута уже в первом испытании - таких испытаний оказалось 3; в других объект оказался испытанным после второго спуска ИПТ - в пяти скважинах; в двух случаях испытание удалось осуществить только после трех спусков оборудования ИПТ в скважину.
В половине скважин достигается положительный результат при работах с углом наклона скважин 35-400. А в случаях скважин с углом наклона более 400 добиться полного испытания пласта не удалось ни в одном из анализируемых случаев.
В целом можно сделать заключение о том, что успешность испытания скважин по стандартным технологиям снижается с увеличением угла наклона скважины. Основная причина такой низкой эффективности ИПТ при больших углах наклона скважин связана с трудностью управления клапанами вращением колонны труб из-за сложного учета сил трения (сопротивления).
Поскольку при испытаниях наклонных скважин затруднительно записывать КВД, то чаще всего такие испытания заканчиваются записью кривых притока.
в,% 100
30
60
40
20
□ N N
п\ к
о/ О уг* дії
Г і
а)
О 10 20 30 40 50 60
Угол наклона скважины , а (град)
1 А - іффсьтіївносгь при пермАї ІІСПШіїШІІІ сжвккввй
2 О - -н|»|ектнпшч:їі. при широм усіімшеіміі СКВ&ВННЫ
3 □ - эффективность при третій испытании скважины
Рис. 2. Успешность операций ИПТ при проведении работ в ОАО «Сибнефть»
Характер КП определяется технологическими и геологическими факторами. Очевидно, при разработке методик расчета параметров пласта по данным кривых притока требуется знание закономерностей влияния указанных факторов на получаемые диаграммы давления.
Данная задача сводится к решению исходного дифференциального уравнения фильтрации:
ЭФ 1 ЭР_пщР дР дг2+г'дг к ' дґ
(1)
4=
сИ/
где q - дебит жидкости, м3/с; V - объем поступившей жидкости за время 1 м3. В общем случае забойное давление РС(1) определяется из выражения
РС(1)=РС(0)+ДРС(1),
(2)
где Р - давление на расстоянии г от скважины при времени 1 Па; т - пористость; р - вязкость, Па.с; р - сжимаемость, Па-1; к - проницаемость, м2. Краевые условия: 1. Внешняя граница (г—>гс>) бесконечна с постоянным начальным давлением на ней Р=Рпл 2. Внутренняя граница (г=гС) мала с заданным начальным давлением Р0=РС(0) на ней. Дебит равен скорости накопления жидкости в скважине (трубах):
где РС(Ц - давление в скважине в момент времени 1 Па; РС(0) - давление в начале притока, Па; ДРС(1) - дополнительное давление, оказываемое столбом жидкости, поступившей в скважину в период исследования, Па.
Связанное с накоплением жидкости в трубах дополнительное давление ДРС(1:) можно представить как
(3)
где У(1) - объем поступившей жидкости за время 1, м3; СТ - емкостный показатель, характеризующий прирост жидкости в трубах при притоке ДУ на единицу изменения давления в них ДР (емкость труб),
С АУ /тв ягу2.
т ДР УпЬ у„;
(4)
разработка месторождений
Безразмерные” еремя-емкостьг*
Номер кривой 1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Сбе25 10-4 10-3 10-2 10-1 100 10°,5 101 101,5 102 103 105 1010 1020 1030 1040
Характеристика с пакером, Б=0 без пакера, Б=0 Б=5
Рис. 3. Эталонные кривые притока
здесь /т - площадь сечения внутренней полости труб (бурильных - при работе с ИПТ, обсадных - при обычных исследованиях), м2; Ь| - прирост жидкости в трубах, м; уп - удельный вес поступившего флюида, Н/м3; гт - внутренний радиус трубы, м.
Для решения данной задачи реализован наиболее часто применяемый алгоритм решения задач фильтрации.
Уравнение (1) и краевые условия в безразмерных параметрах имеют вид:
Сб=2зипрИгс2 , (4)
- безразмерный параметр емкости скважины;
^=гтфрНг7 , (5)
- безразмерный параметр времени исследования пласта.
Применяя интегральное преобразование Лапласа, получаем:
р м Сб*(К„(Уг)+5УгК1(Уг)) сЛ1 УгЦУ^+гСЛКо^+БУгК^)] , (6)
где Сб*=Сб.е25; э - скин-эффект; К0, К1
- модифицированные функции Бесселя.
На основе обратного преобразования Лапласа получены решения,представленные на рисунке 3.
Впервые такой подход при вычислении типовых кривых был выполнен Рамеем и др. в 1972 г. [1]. В указанной работе рассчитаны кривые для значений Сб*=100+1040, причем значения Сб*=1020+1040 представляют собой функцию Сб*=Сб.е25, а в диапазоне Сб*=100+1020 - функцию Сб*=Сб, т.е. при Б=0.
Кривые, соответствующие значениям Сб*=10-4+100, рассчитаны в данной ра-
боте впервые. Такие малые значения емкостного параметра соответствуют ситуации, когда приток жидкости из пласта осуществляется в подпакерную зону (при работе, например, с испытателем пластов во время остановки скважины).
Поэтому такой расширенный диапазон КП позволяет осуществлять интерпретацию результатов исследования скважин как с переменными режимами испытания, так и в случаях проведения испытания на приток с последующим восстановлением давления.
В целом расчет параметров по эталонным кривым притока сводится к сопоставлению (сравнению наложением) реальных кривых притока РС=/(1), перестроенных в том же масштабе, что и эталонные кривые, и поиску той эталонной кривой, которая наиболее полно с ней совпадает. По со-
48 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 10 \\ октябрь \ 2011
ответствующему найденной кривой параметру С6 находится пористость пласта по формулам (5) и (б), а по данным соответствующих значений по шкале абсцисс 16/С6 - проницаемость пласта (б).
Ниже приведено несколько примеров применения данной методики, где рассмотрены некоторые важные практические случаи.
При исследовании скважины ИПТ (рис. 4а) имеет место следующий процесс: пластовый флюид поступает в частично заполненные бурильные трубы, и рост столба жидкости в колонне труб увеличивает давление на пласт (кривая притока, рисунок 4б), затем поток жидкости на забое перекрывают, происходит восстановление давления (КВД, рис. 4б). Поэтому фактическая кривая испытания скважины ИПТ, построенная в соответствующей эталонным кривым системе координат (рис. 4в), на первом этапе испытания характеризуется значением емкостного показателя Сб*=101,5, а далее, при притоке жидкости из пласта в подпакерную зону, - Сб*=10-1.
Наконец, на рисунке 5 приведен пример интерпретации результатов испытания с ИПТ в наклонно-направленной скважине с записью как КП, так и КВД. Здесь проявились четыре различных режима исследования: КП имеет три участка, каждый из которых соответствует определенным интервалам ствола скважины (бурильных труб).
Начальный участок АВ КП прошел по эталонной кривой с Сб*=101,5. Второй участок СD - по КП с Сб*=102, третий участок является изохорным и явно не вышел на ту же кривую Сб*=102.
КВД - участок ЕF - в своей начальной части совпал с эталонной кривой Сб*=10-1.
В данном примере факт наличия нескольких участков КП, записанных в соответствующих интервалах бурильной колонны, а также запись КВД позволяет более точно и надежно подобрать на эталонном графике соответствующие кривые для отдельных режимов исследования.
Рис. 4. ИПТ в вертикальных скважинах
Рис. 5. ИПТ в искривленных скважинах
Таким образом, предлагаемые типовые кривые давления, охватывающие широкий диапазон значений емкостного показателя, дают качественно новый способ анализа данных испытания с одновременным изучением работы как при притоке, так и при восстановлении давления, и тем самым повышают ин-
формативность и достоверность расчета параметров пласта. Кроме того, разработанная методика расчета параметров пласта по данным эталонных кривых притока позволяет помимо проницаемости пласта определять еще и его пористость, чем выгодно отличается от всех известных методик обработки КП.
Литература:
1. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect// SPEJ, Oct. 1972. Ключевые слова: исследование скважин, депрессия, газ, нефть, давление.
