2.25 Діаграми випробування пластів з різними фільтраційними параметрами

Приклади діаграм зображені на рисунку 2.37.

1) випробування проникного пласта з низьким значення депресії (діаграма 2.37. а).

А – кінець спуску інструменту. Протягом часу випробування А-В відбулось деяке зниження тиску на вибої, за рахунок відтоку рідини в пласт. В-С спроба відкриття впускного клапана, яка була невдалою через проковзування пакера. Після очікування (В-D) повторна спроба відкриття клапана (D-Е), точка Е – початок припливу флюїду; F – закриття запірно-поворотного клапана. Внаслідок інтенсивного припливу флюїду тиск в колоні труб зріс до статичного, тому відновлення тиску після закриття клапана манометр не зафіксував. Трубний тиск в кінці припливу вирівнявся до пластового на цей момент. Точка G - зняття пакера; Н – початок підйому інструменту. Діаграма тиску годиться до математичної обробки.

2) випробування низькопроникних колекторів з низьким пластовим тиском (діаграма 2.37.б).

А-В – відкриття впускного клапана випробувача;

В-С – час першого відкритого періоду, за який практично не відбулось припливу флюїду в колону труб;

С-D – початкова крива відновлення тиску;

D-Е – відкриття запірно-поворотного клапана;

Е-F – другий відкритий період;

F-G – відновлення тиску.

З причини невдало вибраної величини депресії та тривалості відкритих і закритих періодів діаграма не годиться для математичної обробки.

3) випробування сильно забрудненого пласта (діаграма 2.37.в).

А-В – перший відкритий період;

В-С – початкова крива відновлення тиску;

D-Е – другий відкритий період;

Е-F – кінцева крива відновлення тиску.

Під час низькоінтенсивного припливу флюїду тиск після закриття свердловини швидко відновлюється. Така закономірність зміни кривих відновлення тиску обумовлена забрудненням привибійної зони пласта.

Привибійна зона помітно зменшує вихід флюїду з пласта і в той же час в підпакерному просторі сприяє швидкому зростанню тиску в ньому, на що потрібна невелика кількість флюїду. Оскільки випробувальний інструмент закривається на вибої, то тиск у підпакерній зоні відновлюється досить швидко.

4) випробування низькопроникного пласта (діаграма 2.37.г).

А-В і D-Е – періоди припливу флюїду, під час яких не спостерігається помітної зміни тиску на вибої свердловини.

Під час закриття запірно-поворотного клапана спостерігається незначне підвищення тиску (В-С) і (Е-F).

5) випробування непроникного пласта (діаграма 2.37.д ).

Відсутність припливу флюїду, як і у попередньому випадку, реєструється у вигляді горизонтальних прямих А-В і С-D. Тиск у свердловині не змінюється і після закриття запірно-поворотного клапана В-С і D-Е.

6) випробування високопроникного пласта (діаграма 2.37.е).

А-А^? – відкриття впускного клапана. Вертикальна лінія, яка відповідає моменту відкриття, не досягнула величини тиску в колоні труб, що свідчить про високу активність пласта. А^?-В-С – крива припливу флюїду під час першого відкритого періоду; точка В – максимальний рівень флюїду в колоні труб (в деяких випадках рівень досягає поверхні); точка С – закриття запірно-поворотного клапана; С-D – крива відновлення тиску закритого періоду. Внаслідок великої активності пласта його випробування закінчено за один цикл.

7) випробування проникного нафтового пласта з переливанням рідини через устя (діаграма 2.37.ж).

А-А^? – відкриття впускного клапана, після чого розпочалось інтенсивне поступання флюїду в труби. Відразу ж закрили запірно-поворотний клапан і тиск відновився до максимуму (А^?-В). В-В^? – відкриття запірно-поворотного клапана. За час відкритого періоду тиск спочатку зростає за рахунок заповнення труб пластовою рідиною. В точці С наступає переливання залитої в труби рідини через устя і за рахунок зменшення густини рідини в трубах зменшується гідростатичний тиск (відрізок С-D). Після виходу скупчень газу через рідину на поверхню (D-Е) на вибої фіксується пульсуюче падіння тиску. E-F – закриття свердловини і реєстрація кінцевої КВІ.

8) випробування пласта із швидким падінням енергії багатоцикловим випробувачем (діаграма 2.37.з).

А-В; D-Е; G-H – відкриті періоди;

В-С; E-F; H-J – криві відновлення тисків.

Всі криві відновлення тисків годяться для математичної обробки. Пласт в зоні дренування швидко втрачає енергію, що видно за зниженням тиску в кінці кожного закритого періоду.

9) вплив післяприпливного ефекту (діаграма 2.37.к).

А-В – відкриття впускного клапана випробувача; В-С і E-F – відкриті періоди випробування; С-D і F-G – закриті періоди випробування; G-H – зняття пакера.

S-подібна форма кривих відновлення тиску пов’язана з поступленням рідини в підпакерну зону, яке продовжується після закриття свердловини, що суттєво спотворює початкову КВТ.

Зазвичай, виявити післяприпливний ефект можна після побудови кривих відновлення тиску в напівлогарифмічних координатах. В даному випадку, при невисоких фільтраційних властивостях порід-колекторів і достатньо великому об’ємі підпакерної зони, післяприпливний ефект проявився безпосередньо на діаграмах тисків.

2.26 Теоретичні основи визначення параметрів пласта

за результатами його випробування

2.26.1 Розрахунок параметрів пласта

за методом Сейза -Хорнера

Багаторічна практика проведення випробування з використанням КВІ показує, що найдостовірніші та найнадійніші дані про гідродинамічні характеристики пласта можуть бути отримані в тому випадку , коли при випробуванні разом з відбором пластового флюїду здійснювався запис КВТ. Тому технологія випробування свердловин розроблена так, щоб забезпечити якісний запис КВТ під час закритих періодів випробування. Кількісний та якісний аналіз проб та діаграм тисків дозволяють визначити такі параметри пластів:

1. Пластовий тиск

1. Коефіцієнт гідропровідності

1. Середній коефіцієнт проникності зони дренування випробовуваного інтервалу при відомих величинах товщини цього інтервалу та динамічної в?язкості пластової рідини;

1. Відношення коефіцієнта п?єзопровідності до квадрата приведеного радіуса свердловини;

1. Коефіцієнт привибійної закупорки, який визначається відношенням проникності віддаленої зони пласта до проникності привибійної зони;

1. Середній коефіцієнт продуктивності інтервалу в процесі припливу флюїду через випробувач пластів;

1. Розрахунковий коефіцієнт продуктивності в кінці десятидобового припливу;

1. “Скін-ефект”інтервалу випробування;

1. Приведений радіус свердловини випробовуваного інтервалу;

1. Середній коефіцієнт п?єзопровідності випробову­ваного інтервалу в області його дренування;

1. Густини проб пластових рідин і газів;

1. Хімічний склад пластових рідин і газів;

1. Кінематичну і динамічну в?язкість пластових рідин і газів;

1. Тиск насичення герметизованої проби пластових рідин і газів;

1. Кількість видаленого із пласта фільтрату проми­вальної рідини.

П?ять останніх параметрів можна отримати шляхом аналізу проб рідини і газів, відібраних зі збереженням пластових умов у спеціальних пробовідбірниках. Останній параметр визначають з використанням флюоресцину за методикою ЯсашинаА.М. [12].

Перші десять параметрів отримують за даними інтерпретації діаграм тисків шляхом розрахунку гідродинамічних параметрів.

Для інтерпретації КВТ найчастіше використовують методику Сейза-Хорнера, яка ґрунтується на теорії відновлення тиску в закритих свердловинах , оскільки проведені дослідження показали, що вихідні дані та граничні умови, покладені в основу теорії відновлення тиску в закритих свердловинах, зберігаються і при випробуванні пластів КВІ. Суть методу полягає в тому , що закриття свердловини після роботи зі сталим дебітом розглядається як результат припливу з тим же відбором чи нагнітанням , які розпочинаються з моменту фактичного закриття свердловини і продовжуються протягом всього закритого періоду з тим же дебітом. При такій постановці задачі можна для опису зміни тиску в закритій свердловині використатиь теж саме рівняння, в якому відбір характеризується величиною (+q), а нагнітання – (-q).

Тоді різницю між початковим пластовим тиском (Р_пл) і тиском на вибої закритої свердловини (Р_с) можна виразити сумою падіння тисків внаслідок роботи свердловини з відбором (+q) протягом часу Т+ і нагнітанням (-q) протягом часу , де Т- тривалість роботи свердловини до фактичного її закриття; -тривалість закритого періоду до розглядуваного моменту часу.

Вищесказане можна записати таким чином:

(2.47)

або

(2.48)

де: k-проникність порід-колекторів, м²;

m-коефіцієнт відкритої пористості;

-динамічна в?язкість флюїду, Па·с;

-коефіцієнт стискуваності рідини у підпакерній зоні; ;

h-товщина пласта, м ;

r_с-радіус свердловини, м ;

q-дебіт флюїду ; .

Вказане рівняння отримано на підставі відомого принципу суперпозиції , оскільки при поступанні рідини з пласта в порожні бурильні труби протитиск на пласт весь час буде збільшуватись, доки гідростатичний тиск не врівноважить пластовий, тому приплив флюїду постійно буде зменшуватись.

Побудова точок КВТ в координатах Р_с, повинна дати пряму лінію відповідно до рівняння (2.48). Перетин цієї прямої з віссю ординат відповідає =0, що рівносильно → , тобто безкінечно довгому закритому періоду і характеризує пластовий тиск.

Нахил прямої до осі абсцис визначається у відповідності до виразу (2.48) комбінацією параметрів . Якщо позначити тангенс кута нахилу прямої до осі абсцис і, то можна розрахувати гідропровідність пласта :

, (2.49)

а маючи дані про в?язкість пластового флюїду в пластових умовах і про ефективну товщину пласта, можна розрахувати його проникність.

Найточніше гідропровідність пласта, пластовий тиск та приведений радіус свердловини до її кріплення, який характеризує гідродинамічну недосконалість, можуть бути визначені, якщо при випробуванні пласта одночасно з реєстрацією Р_ПЛ під пакером реєструвати також зміну дебіту в період припливу.

В якості вихідних даних необхідно тоді мати, крім кривої зміни вибійного тиску під пакером протягом всього часу випробування пласта, ще і криву зміни дебіту в період припливу.

Для вирішення цієї задачі була отримана одна із найпростіших формул, що ґрунтується на основі попередніх досліджень припливу рідини до вибою після закриття свердловини на усті [14].

За вихідне взято відоме рівняння нестаціонарної фільтрації пружної рідини до свердловини в необмеженому пласті:

(2.50)

де: q( )- дебіт свердловини як функція часу, ;

r_c?-приведений радіус свердловини, м;

- п?єзопровідність, .

Кінцева розрахункова формула цього методу , яка зручна для практичного використання, має вигляд:

, (2.51)

де: q_m( ),P_C(m) – дебіт і тиск в кінці періоду припливу в точці (б), рисунок 2.38.

q_n( ),P_C(n) – дебіт і тиск в передуючих точках кривої зміни тиску (а-б) при її розшифруванні;

- середній дебіт свердловини за час відповідно в точках n і m.

А-крива зміни тиску В-крива зміни дебіту Рисунок 2.38-Зміна тиску і дебіту в свердловинні у процесі дослідження.

Рисунок 2.39-Перетворений графік зміни тиску (а-б) з урахуванням зміни де-біту в період припливу.

У загальному випадку:

(2.52)

де: V( )- об?єм рідини, що поступив у свердловину за час .

Відповідно до формули (2.51) будують криву (а-б) діаграми тисків в координатах:

,

яка буде мати прямолінійну залежність з кутовим коефіцієнтом i= tg( ) та відрізком Р_у, відсіченим на осі ординат (рис. 2.39)

За отриманими значеннями i та Р_у розраховують наступні параметри пласта:

- гідропровідність ; (2.53)

- п?єзопровідність ; (2.54)

- приведений радіус свердловини , який характеризує її недосконалість;

, (2.56)

де: - коефіцієнт об?ємного стискування породи-колектора, 1/ Па.

Стискуваність будь-якого тіла знаходять з виразу

(2.57)

де: V - початковий об?єм тіла, м³

dV - зміна об?єму тіла при зміні тиску на величину dP

За відомими значеннями і, ,h знаходять проникність порід-колекторів

(2.58)