Анализ режимов притока к горизонтальному стволу
В общем комплексе гидродинамических исследований скважин метод восстановления давления нашел широкое применение. Анализы кривых восстановления давления (КВД) при неустановившейся фильтрации жидкости в пласте, которые уже давно применяются при гидродинамических исследованиях вертикальных скважин, позволяют раздельно оценить параметры призабойной и удаленной зон пласта, неоднородность пласта по проницаемости и выявить литологические экраны. Кроме задач, связанных с изучением коллекторских свойств пласта и его строения, этот метод широко используется в решении задач контроля процессов разработки. Немалое значение приобретает метод при оценке эффективности воздействия на призабойную зону скважины и на весь продуктивный пласт.
При интерпретации КВД в горизонтальных скважинах особо важным является объяснение и оценка факторов, определяющих форму КВД. К ним относятся как технологические факторы (приток жидкости в скважину после ее остановки, нарушение режима работы скважины перед исследованием), так и факторы, связанные с неоднородностью пласта, скин-эффектом, с влиянием границ пласта и последовательным развитием различных режимов течения после закрытия скважины, детальный анализ режимов течения произведен в работах [101, 99, 87].
Факторы, определяющие форму КВД:
На форму кривых восстановления давления особое влияние оказывают границы пласта, нарушение геометрии потока в призабойной зоне, приток жидкости в скважину после ее остановки, нарушение режима работы скважины перед ее остановкой, профиль притока и др. Перечисленные факторы искажают КВД и затрудняют их интерпретацию. Однако при успешной интерпретации таких кривых появляется возможность оценки: неоднородности пласта и типа коллектора, последовательности перехода одного режима течения в другой, неньютоновских свойств жидкости, емкостных характеристик пористого и трещиновато-пористого пластов в процессе разработки и др.
Обычно принимаемая модель бесконечного пласта не соответствует действительности. Реальные пласты имеют конечные размеры. Но поскольку продолжительность обычных гидродинамических исследований невелика, то за время таких исследований границы пласта по протяженности или совсем не оказывают влияния на форму КВД или это влияние практически не ощутимо. Поэтому схема бесконечного пласта при обычных гидродинамических исследованиях скважин практически вполне приемлема. Однако кровля, подошва продуктивного пласта, а также сбросы, находящиеся вблизи горизонтальной скважины, будут существенно влиять на развитие режимов течения, их продолжительности и, в конечном счете, на форму КВД.
Неоднородность пласта обычно характеризуется по изменениям коллекторских свойств пласта и физических свойств насыщающих его жидкостей. В периоды гидродинамических исследований скважин можно считать параметры пласта (гидропроводность и пьезопроводность æ) в каждой точке неизменными. Это допущение позволяет путем сопоставления КВД, снятых в разные периоды времени, судить о характере вытеснения.
Многочисленными теоретическими и экспериментальными исследованиями показано влияние гидродинамического несовершенства вертикальных скважин и скин-эффекта призабойной зоны на характер КВД. Для горизонтальных скважин указанные факторы, а также профиль притока (эффективно работающая часть фильтра горизонтальной скважины) сказываются в наибольшей степени. Поэтому в уравнение, описывающее кривую восстановления давления, необходимо ввести добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины, скин-эффектом и анизотропией пласта, или приведенный радиус скважины.
Существенными факторами, влияющими на форму КВД, являются нарушение стационарного режима фильтрации перед исследованием и наличие притока жидкости в скважину после ее остановки. Указанные факторы можно назвать технологическими, которые могут быть исключены при изменении технологии исследования. Например, если снимать КВД при закрытии скважины на забое, то нет необходимости учета притока жидкости в скважину. При вскрытии продуктивного пласта горизонтальным стволом увеличивается коэффициент продуктивности, что сокращает продолжительность притока в скважину при закрытии ее на устье. Поэтому можно ограничиться рассмотрением обработки КВД без учета притока.
Нарушение режима работы скважины перед ее остановкой и особенности интерпретации КВД в этих случаях подробно рассмотрены в работе [56].
Упрощенный метод обработки КВД в скважинах с горизонтальным стволом (бесконечный пласт).Рассматривается бесконечный по простиранию однородно-анизотропный горизонтальный пласт постоянной толщины h, насыщенный однородной жидкостью, дренирующий скважиной с горизонтальным стволом длиной L, произвольно расположенным относительно непроницаемых кровли и подошвы.
Предлагается обрабатывать аналогично кривым для вертикальных скважин, используя приближенное уравнение притока:
(1.1)
при
(1.2)
где q - дебит скважины в момент остановки;
k - проницаемость пласта по горизонтали;
Кz - проницаемость пласта по вертикали;
h - толщина продуктивного пласта;
æ - коэффициент пьезопроводности;
t - время восстановления давления;
rс - радиус скважины;
Сr - добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные геометрическими параметрами и анизотропией (геометрический псевдоскин-эффект);
L - длина горизонтального ствола скважины;
æ* - коэффициент анизотропии пласта;
m - коэффициент вязкости жидкости.
Формулой (1.2) можно с достаточной точностью пользоваться при любом расположении горизонтального ствола относительно кровли и подошвы. При симметричном расположении скважины в формуле (1.2) следует вместо 4p принять значение 2p.
Продолжительность остановки, после которой КВД можно обрабатывать без учета притока, можно оценить по формуле, вытекающей из выражения для наклонной скважины [99]:
(1.3)
где коэффициент емкости ствола, когда он полностью заполнен жидкостью, определяется из выражения:
,
здесь V – объем ствола скважины;
bæ - коэффициент сжимаемости жидкости.
Если ствол заполнен жидкостью не полностью, то коэффициент емкости можно определить из выражения:
,
где Vn – объем ствола на 1 метр длины, м3;
r - плотность жидкости, кг/м3.
Скин-эффект S в формуле (1.3) может быть быть определен известными методами. Новый эффективный метод определения S предложен в работе Кутасова [15].
При подсчете продолжительности исследования скважины в формуле (1.3) принимаются следующие размерности:
[V]=м3; [bæ]=Па-1; [h]=м; [rc]=м; [k]=м2; [m]=Па×с, [t]=c.
Стоит отметить, что в уравнении притока (1.1) не учитываются: добавочные фильтрационные сопротивления С0, обусловленные перфорацией горизонтального ствола; скин-эффект S, обусловленный изменением проницаемости призабойной зоны; эффективная длина горизонтального ствола, дренирующего продуктивный пласт, обусловленная профилем притока; режимы течений (радиальный, линейный, сферический, двухлинейный), имеющие место при гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин, их последовательный переход из одного вида в другой и продолжительность [101, 99, 87].
Уточненный метод Бадри гидродинамических исследований горизонтальных скважин и интерпретации КВД. Методика интерпретации данных исследований при анализе КВД в скважинах с горизонтальным стволом такая же, как и в вертикальных, поскольку в обоих случаях идентифицируются режимы течения, которые обеспечивают возможность предварительного определения гидродинамических параметров, характеризующих свойства продуктивного пласта. Предварительные оценки затем уточняются с использованием программы для решения обратных задач [27].
Анализ процессов идентификации режимов течения и оценки параметров пласта требует необходимости определения профиля притока в скважину.
Пласт бесконечный, однородно-анизотропный с непроницаемыми кровлей и подошвой, дренируемый горизонтальной скважиной.Кривая восстановления давления описывается обобщенным уравнением пьезопроводности для горизонтальной скважины. По результатам исследования согласно [101] строятся кривые зависимости в логарифмическом масштабе:
и производная изменения:
где t - время, обусловленное суперпозицией потоков до и после остановки скважины;
,
где Pc(Dti) – восстановленное забойное давление после закрытия скважины;
tp – время работы скважины до ее закрытия;
Pc(tp) – давление на забое скважины перед ее остановкой;
ti – время восстановления давления на забое;
i – интервал отсчета.
Применительно к скважинам с горизонтальным стволом время начала и конца каждого режима течения зависит от проницаемости и анизотропии пласта, скин-эффекта, эффективной длины горизонтального ствола и расстояний до границы пласта (кровли или подошвы). Согласно методу Бадри, изложенному в работе [27], модель скважины с горизонтальным стволом и соответствующие режимы течения включают первый, второй и третий периоды радиального течения, а также промежуточные периоды линейных течений (рис. 1.4).
Первый периодрадиального течения идентифицируется по первому горизонтальному участку кривой производной в логарифмическом масштабе. Определив угловой коэффициент n для прямолинейного участка кривой в полулогарифмическом масштабе (рис. 1.5), параметр произведения К (проницаемости ) и L (длины ствола) можно рассчитать по формуле [27]:
, (1.4)
где Ky и Kz – проницаемость по оси Y и перпендикулярно ей по оси Z соответственно, мкм2;
Lэф – эффективная (работающая) длина горизонтального ствола, м;
q – дебит скважины перед закрытием ее на исследование, м3/сут;
m – вязкость нефти, мПа×с.
Конец периода радиального течения соответствует моменту, когда начинает проявляться влияние ближайшей границы пласта. Время, необходимое для проявления этого эффекта, зависит от проницаемости по вертикали Kz и расстояния Z0 от горизонтального ствола до ближайшей границы пласта. Если расстояние Z0, известно, то проницаемость Кz можно оценить по времени t, когда кривая в логарифмическом масштабе начинает отклонятся от горизонтального участка, соответствующего радиальному режиму течения (рис. 1.4):
(1.5)
где m – коэффициент пористости, %;
b* – коэффициент упругоемкости пласта, Па-1;
t01 – время начала отклонения производной давления по времени от
горизонтального участка, час;
Z0 – расстояние от горизонтального ствола до ближайшей непроницаемой границы (кровли или подошвы), м;
h – толщина продуктивного пласта, м;
Kz– вертикальная проницаемость, мкм2.
Рис. 1.4. Зависимость производной изменения забойного давления по времени от времени восстановления давления после закрытия скважины в билогарифмическом масштабе (схема полной типовой КВД в горизонтальной скважине, дренирующей бесконечный пласт при фильтрации однородной жидкости):
1 — влияние емкости ствола скважины; 2 — первый период радиального течения; 3 — переходный период от радиального к линейному режиму течения; 4 — первый период линейного течения; 5 — переходный период от первого линейного ко второму радиальному режиму течения; 6 — второй период радиального течения; 7 — переходный период от второго радиального ко второму линейному режиму течения; 8 — второй период линейного режима течения; 9— переходный период от второго линейного к третьему радиальному режиму течения; 10 — третий период режима радиального течения
Рис. 1.5. Зависимость производной изменения забойного давления по времени от времени восстановления давления после закрытия скважины в полулогарифмическом масштабе (схема полной КВД в горизонтальной скважине):
1 — влияние емкости ствола скважины; 2, 6, 10 — периоды радиального течения; 3, 5, 7, 9 — переходные периоды от радиальных к линейным режимам течения; 4, 8 — первый и второй периоды линейного режима течения
Второй периодрадиального течения наступает после окончания влияния ближайшей непроницаемой границы пласта (кровли или подошвы) и может быть идентифицирован по второму горизонтальному участку кривой (рис. 1.4). Угловой коэффициент соответствующего прямолинейного участка кривой (рис. 1.5) в 2 раза больше, чем для первого радиального течения. Тогда формула (1.4) запишется в виде:
. (1.6)
Влияние дальней непроницаемой границы пласта соответствует концу второго периода радиального течения (рис. 1.4). Если в этом случае известно расстояние Z0, то для определения значения Кz применяется формула [27]:
, (1.7)
где t02 – время начала отклонения кривой от горизонтального участка, соответствующего второму радиальному режиму течения (рис. 1.4).
Если длина горизонтального ствола намного превосходит толщину пласта (L>>h),то после окончания эффектов, связанных с кровлей и подошвой пласта, может наступить промежуточный период линейного течения (обозначение 8 на рис. 1.4). Этот период идентифицируется прямой с угловым коэффициентом п = tg a= 0,5 (рис. 1.4). Тогда из построенной графической зависимости определяется [27]:
. (1.8)
Если на любой границе продуктивного нефтенасыщенного пласта (случай, когда дренируется нефтяной пласт нефтегазовой залежи с подошвенной водой и верхним газом горизонтальной скважиной, а границами являются ВНК и ГНК) поддерживается постоянное давление, то этот период режима линейного течения отсутствует.
После второго линейного режима течения в плоскости горизонтального ствола развивается третий период радиального течения (рис. 1.4). На графике в полулогарифмическом масштабе (рис. 1.5) соответствующая прямая линия имеет угловой коэффициент [27]:
. (1.9)
Идентификация режимов течения необходима для предварительной оценки параметров продуктивного пласта, которые впоследствии уточняются при сравнении фактических данных с расчетными. Если расстояние Z0 от горизонтального ствола до границы пласта известно, то можно определить проницаемость по напластованию (KxKy)0,5и перпендикулярно ему Kz.
Формулы (1.4) и (1.6) позволяют определить параметр . Определив по формулам (1.5) и (1.7) вертикальную проницаемость Kz при исходных параметрах т, m и b *, принимая при известной эффективной длине горизонтального ствола по формулам (1.4) и (1.6), можно определить проницаемость вдоль напластования.
Принимая ,из формулы (1.9), можно определить проницаемость в плоскости напластования, затем из формулы (1.8) или (1.4) нетрудно определить эффективную длину горизонтального ствола скважины.
Скважина с постоянным давлением на границе пласта. Если на одной из непроницаемых границ пласта (ГНК или ВНК) поддерживается постоянное давление, то второй линейный и третий радиальный периоды течений проявляться не будут. В этом случае оценить параметры продуктивного пласта можно только по первому и второму периодам радиального течений, используя формулы (1.4)-(1.7).
Если эффективная (рабочая) длина горизонтального ствола меньше действительной величины ствола (Lэф < L), то при использовании величины L в расчетах будут получаться заниженные значения .
Для скважин с горизонтальным стволом, характеризующихся постоянным давлением на границе пласта, при оценке параметров коллектора требуется дополнительная информация об эффективной длине ствола. Наличие установок для принудительного спуска гибкой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с проходящим внутри кабелем через герметизированное устье делает возможным снятие профиля притока в горизонтальный ствол, что позволяет исключить из модели скважины переменный параметр Lэф и уменьшить риск некорректного определения параметров пласта.
Для скважины с горизонтальным стволом и двумя непроницаемыми границами продуктивного пласта (ГНК и ВНК) продолжительность времени, необходимая для достижения промежуточного периода радиального течения, много выше, чем время, требуемое для достижения радиального течения в вертикальной скважине. Этот факт должен учитываться при проведении исследования горизонтальной скважины. Установление величины Lэф из профиля притока повышает достоверность анализа результатов испытания скважины даже в том случае, если его продолжительность явно недостаточна для достижения промежуточного периода радиального течения.
Установление режима течения.На построенных в логарифмическом масштабе кривых перепада давления и его производной выделяется важный период времени, в котором кривая производной давления имеет горизонтальный участок, свидетельствующий о радиальном режиме течения. При использовании модели, допускающей существование границы с постоянным давлением, этот участок интерпретируется как соответствующий второму периоду радиального течения. На графике, построенном по методу Хорнера, четко выделяется прямолинейный участок, причем влияние границы с постоянным давлением начинает проявляться приблизительно через 2 часа.
Параметры, полученные в результате интерпретации результатов исследования скважины, таковы:
радиус ствола, м | 0,078 |
пористость, % | 23,0 |
толщина пласта, м | 12,5 |
приблизительно эффективная длина горизонтального ствола, м | 50,0 |
расстояние до нижней границы пласта, м | 8,3 |
пластовый объемный фактор нефти В0,м3/м3 | 1,0 |
коэффициент вязкости нефти, мПа×с | 8,0 |
общий коэффициент сжимаемости, кПа-1 | 2×10-6 |
объемная скорость притока, м3/сут : | |
D t = 0 час. | 172,4 |
D t =9,61 час. |
При использовании этих данных и Dt = 2 час по уравнению (1.7) проницаемость, в направлении перпендикулярном к плоскости напластования, была оценена в 0,007 мкм2, то есть оказалась намного ниже, чем ожидалась.
При значении эффективной длины горизонтального ствола, определенной на основании профиля притока в скважину, по уравнению (1.6) была оценена проницаемость в направлении, перпендикулярном к плоскости напластования, при этом предполагалось, что в горизонтальной плоскости пласт изотропен . Оцененная проницаемость в плоскости напластования в 67,44 мкм2 невозможна; следовательно, предположение о существовании второго периода радиального течения некорректно.
Совмещение данных восстановления давления с эталонными кривыми показало, что расчетное значение проницаемости в плоскости напластования (1,295 мкм2) оказалось сравнительно близким ожидаемому значению (1,0 мкм2). Эффективная длина горизонтального ствола (67 м) хорошо согласуется с результатами, полученными при определении профиля притока в скважину. Тем не менее, проницаемость в направлении, перпендикулярном к плоскости напластования (0,0083 мкм2), оказалась гораздо ниже ожидавшегося значения (0,5 мкм2).
Как свидетельствуют данные, полученные в соседних скважинах, продуктивный пласт характеризуется повышенной сланцеватостью у конца горизонтального ствола. Поскольку, согласно измеренному профилю притока в скважину, большая часть притока приходится на конечный участок горизонтального ствола, разумно ожидать, что расчетная эффективная проницаемость в направлении, перпендикулярном к плоскости напластования, гораздо ниже, чем в более высококачественном коллекторе. Без данных о распределении притока в скважину по длине ствола вообще невозможно расчетным путем оценить проницаемость пласта в направлении, перпендикулярном к плоскости напластования.
В попытке выявить причину, по которой не удалось идентифицировать режим течения с целью разумной оценки проницаемости в плоскости напластования, были подготовлены дополнительные эталонные кривые без учета эффектов, искажающих данные о давлении в малые периоды времени после закрытия скважины. Эталонная кривая производной давления, полученная без учета притока в скважину и скин-эффекта, показывает, что горизонтальный участок на зарегистрированной кривой производной давления обусловлен не радиальным течением, а комбинацией притока в скважину и скин-эффекта. Таким образом, удалось объяснить, почему оценка проницаемости в плоскости напластования по уравнению (1.6) для радиального течения оказалась некорректной. Уравнения (1.4) и (1.6) справедливы только для радиального режима течения.
В заключение следует отметить, что при исследовании скважин с горизонтальным стволом достоверность анализов данных для неустановившегося режима повышается, если известны эффективная длина ствола и профиль притока в скважину. Подобная информация действительно необходима для предварительной оценки проницаемости в плоскости напластования путем идентификации режима течения в случае постоянства давления на границе пласта. Располагая такой информацией, мы можем селективно заканчивать и обрабатывать наиболее продуктивные интервалы в горизонтальном стволе, что позволяет поддерживать оптимальную производительность на протяжении всего срока эксплуатации скважины.
Идентификация режима течения в скважине с горизонтальным стволом, тем не менее, сопряжена со значительными трудностями. Начало и окончание периодов, соответствующих отдельным режимам течения, зависят не только от параметров коллектора (проницаемость, анизотропия, скин-эффект), но и от эффективной длины горизонтального ствола, а также от положения относительно верхней и нижней границ пласта. Неприемлемые или нереальные оценки параметров, исходя из идентификации режима течения, свидетельствуют о том, что начальные допущения относительно режимов течения некорректны.
Как продемонстрировано на промысловом примере, совмещение фактических данных с эталонной кривой с использованием программ для решения обратных задач чрезвычайно важно при анализе результатов исследования скважин с горизонтальным стволом при неустановившемся режиме. После получения решения возможность использования дополнительных эталонных кривых, построенных без учета эффектов в начальные периоды времени после закрытия скважины, может улучшить представления о режимах течения. Такие дополнительные эталонные кривые могут также объяснить разногласия в процессе интерпретации данных.
Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 5206;