Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (стр. 7 )

Сущность метода. Время tp работы и простаивания скважин между сменой режимов tв  одно и тоже (20-30 мин). Характерный вид изменения давления во времени при испытании скважины экспресс-методом показан на рис.3.5.

Методика обработки. Индикаторную кривую обрабатывают по формуле

,

где рзn и Qn - забойное давление и дебит n - го режима; коэффициент β - определяется из кривой нарастания давления; коэффициент Сn  - для каждого режима определяется по формуле n - число режимов, считая режимом и остановку скважины во время смены шайб (штуцеров), i = 1,2,...,n; Qi - дебит i - го режима.

Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов в отличие от экспресс-метода исключает необходимость остановки скважины между режимами.

Сущность метода. Перед исследованием скважина работает на одном режиме с полной стабилизацией давления руст  и дебита Qуст. Дальнейший порядок исследования зависит от необходимости измерения статического давления рст.

Если рст. не измеряют, то после достижения полной стабилизации на одном режиме скважину останавливают на время t0 явно недостаточное для восстановления давления до пластового (на устье до статического рст). Величину t0 в среднем принимают равной t0≈4 – 10 ч. В момент t0 измеряют забойное давление рз0 и температуру. Затем скважину пускают в работу на первом режиме с дебитом Q1 и продолжительностью tр на этом и последующих режимах с дебитами Q1<Q2<….<Qn. Время работы на режимах tр оценивается по формуле tр≈(0,08-0,2) t0 .Перевод на новый режим проводится практически без остановки скважины или с остановкой не более чем на 2-3 мин. Это условие можно выполнить за счет применения регулируемых штуцеров, задвижек-краников и тому подобное

Если после установившегося режима скважину закрывают для измерения статического давления рст, то после замера рст она вводится в работу с дебитом Q0≈0,5Q1на время t0. Дальнейший порядок исследования аналогичен описанному.

Методика обработки. Обработка результатов проводится по двухчленной формуле, в которой в качестве пластового давления принимается давление на забое рз,0 в момент t0. Если скважина исследовалась без остановки на замер статического давления, то обработка результатов ведется в кординатах . Полученная прямая отсекает на оси ординат отрезок, равный а, и имеет угол наклона к оси абцисс Qp равный b.

Если скважина останавливалась для замера статического давления, то в уравнение индикаторной зависимости (в правую часть) добавляется слагаемое  C*=aQ0+bQ02=const.

3.2.4.. Влияние различных факторов на

форму индикаторной кривой

Причины нарушения вида индикаторной кривой (ИК). Иногда получаемая зависимость отличается от двухчленной. Испытания в таких случаях необходимо повторить и, если это невозможно, то следует использовать приближённые методы обработки результатов исследования.

Если изменения k, l,h от депрессии незначительны, то индикаторные кривые искажаются в меньшей степени и в таких случаях выявление причин искажения индикаторных кривых сопряжено с определёнными трудностями. Часто могут встречаться случаи, когда степени влияния различных параметров могут компенсировать друг друга, и в конечном счете индикаторная кривая, несмотря на происходящие в процессе испытания изменения отдельных параметров, сохраняет стандартную форму.

Исходя из изложенного, при обработке индикаторных кривых следует обратить внимание на

наличие в разрезе пропластков с различными пластовыми давлениями; загрязнение призабойной зоны и возможное очищение этой зоны по мере роста депрессии; возможность выпадения и накопления в призабойной зоне конденсата; возможность образования песчаной или жидкой пробки; величины давления и депрессии на пласт, способные существенно изменить свойства газа на различных режимах; степень восстановления давления между режимами и стабилизации давления и дебита на режимах; возможность образования конуса воды или нефти из нефтяной оторочки; возможность образования гидратов.

3.2.4.2. Учет реальных свойств газа

Причины необходимости учета реальных свойств газа. Изменения давления и температуры на режимах  приводят к изменению коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости, а, следовательно, из-за вариации коэффициентов сопротивления а и b к изменению формы индикаторной кривой. А именно, индикаторная кривая становится выпукла к оси Q (рис. 3.6, кр.3).

Поэтому при переменных  μ и z  от давления формула притока (3.1) не поддаётся обработке для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. 

Параметры, которые надо учитывать. Изменение температуры не пропорционально изменению депрессии, а намного меньше. В связи с этим,  влияние изменения давления и температуры  от режима к режиму на μ и z можно заменить на их изменение только от давления газа (изменение давления с 58,7 МПа до 25МПа приводит к уменьшению вязкости на 40%, а коэффициента  сверхсжимаемости на 30%).

Нижние пределы давления и депрессии, с которых надо учитывать реальные свойства газа -  Рпл >12 – 14 МПа, отношение рз/рпл < 0,9

Уравнение притока для реального газа

,        (3.12)

где а/ и b/ идентичны соотношениям для а и b, при условии исключения из них сомножителей μz.

Формулу (3.12)  можно использовать для определения коэффициентов а и b, разделив правую и левую часть на Q.

3.2.4.3. Влияние изменения ёмкостных и фильтрационных свойств пласта  от давления на форму индикаторных кривых

Параметры, определяющие  фильтрационно-ёмкостные свойства пласта. Изменения коэффициентов пористости m, проницаемости k и макрошероховатости l от давления.

Факторы, влияющие на деформацию пласта при изменении депрессии. В целом степень деформации зависит от минерального состава пород, степени сцементирования частиц, слагающих породу, глубины залегания пласта, механических свойств коллектора, величины депрессии на пласт и др. Поэтому для каждой породы существуют свои реологические зависимости как в области упругой, так и пластичной деформации.

Степень и характер зависимостей фильтрационно-ёмкостных параметров от депрессии. Влиянием изменения пористости на ёмкостные параметры пласта можно пренебречь. При этом проницаемость коллекторов более сильно зависит от давления, чем их пористость. Изменения проницаемости коллекторов необходимо учитывать при фильтрации газа в глубокозалегающих залежах и создании значительных депрессий на пласт, а также при наличии трещиноватости. Зависимость коэффициента проницаемости трещиноватых коллекторов от перепада давления можно определить по формуле , где kт0 - коэффициент проницаемости трещиноватой породы при начальном пластовом давлении; рпл. н - начальное пластовое давление; р - текущее забойное давление; βт - коэффициент сжимаемости трещин.

Значительное изменение проницаемости (особенно в трещиноватых коллекторах) при изменении депрессии на пласт на различных режимах приводит к искажению результатов испытания.

Коэффициент макрошероховатости зависит от проницаемости и пористости и так как изменение давления незначительно влияет от пористости, то характер изменения l от давления приближенно можно принять таким же, как и коэффициента проницаемости от давления. В большинстве случаев по мере снижения давления коэффициенты  k и l уменьшаются. Чем меньше проницаемость и макрошероховатость пород, тем меньше их изменение от давления. При этом наиболее выражена зависимость указанных параметров для трещиноватых пород. Уменьшение коэффициентов k и l с падением давления приводит к увеличению коэффициентов фильтрационного сопротивления Таким образом, индикаторная кривая  вогнута к оси Δр2/Q (рис.3.6, кр.3).

Связь коэффициента шероховатости с пористостью и проницаемостью. Между шероховатостью, коэффициентами пористости и проницаемости существует следующая связь , где d - эффективный диаметр частиц породы; коэффициент 12.10-5 в общем случае зависит от вида породы. При неизвестном гранулометрическом составе можно воспользоваться зависимостью l = mkn, где m и  n - численные коэффициенты, зависящие от вида породы (для терригенных слабосцементированных пород m = 0,425.10-9 и n = 1,45).

Уравнение притока в условиях изменения μ,z, k и l от давления.

,        (3.13)

где а* и b* идентичны соотношениям для а и b при условии исключения из них сомножителей μz/k после подстановки вместо l соотношения

l = mkn (m = 0,425.10-9 и n = 1,45).

3.2.4.4. Влияние процессов загрязнения или очищения

забоя  скважины на форму индикаторной кривой

Процесс образования и разрушения пробки. Увеличение депрессии ведет к разрушению пород и образованию пробок, но в то же время скорость потока по мере увеличения депрессии на пласт растет. При наличии песчаной или жидкостной пробки увеличение скорости приводит к разрушению и постепенному уносу пробки.

Изменение индикаторной кривой при скапливании породы или жидкости на забое. Коэффициенты а и b также увеличиваются, и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных  а и b. В координатах Δр2/Q от Q вместо прямой будет кривая, выпуклая к оси дебитов (рис.3.6, кр.3). Во время последующего выноса примесей с забоя при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут располагаться ниже, так как перепад давления для их значений будет меньше, чем в первоначальных опытах.

Связь наличия песчаной пробки с несовершенством скважины по степени вскрытия. Наличие песчаной пробки в скважине практически равносильно несовершенству скважины по степени вскрытия, с увеличением коэффициентов несовершенства при образовании пробки и их уменьшением при очищении забоя.