Изучение нефтяного месторождения методом ГДИС с неустановившейся фильтрацией жидкости в пористой среде - метод восстановления забойного давления

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ, ГОРНОЕ И НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

ИЗУЧЕНИЕ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ ГДИС С НЕУСТАНОВИВШЕЙСЯ ФИЛЬТРАЦИЕЙ ЖИДКОСТИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ -МЕТОД ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

В.С. Колбиков, О.Н. Данильченко

Научно-технический центр Роснефть ул. Красная, 54, Краснодар, Россия, 350000

Метод ГДИС со снятием кривой восстановления забойного давления P(t) относится к числу важнейших методов промысловых исследований скважин и пластов при изучении продуктивной характеристики нефтяных месторождений на этапе всей истории их разработки.

В настоящей статье разработаны новые методические основы, существенно расширяющие достоверную оценку основных гидродинамических и фильтрационных параметров дренируемых пластовых систем месторождений.

Ключевые слова: гидродинамические исследования, фильтрационные параметры, залежь, коллектор.

Метод гидродинамического исследования скважин (ГДИС) при неустановившихся процессах фильтрации со снятием P(t) на забое скважин относится к числу старейших, широко распространенных методов промысловых исследований добывающих и нагнетательных скважин.

Соответствующая графическая обработка кривой P(t) и последующий анализ графических зависимостей позволяют определить комплекс гидродинамических и фильтрационных характеристик коллекторов призабойной зоны и области дренирования исследуемой скважины.

Методики анализа показателей ГДИСР7) начали создаваться многими отечественными и зарубежными исследователями сравнительно давно — с начала 1950-х гг. [1—7].

На практике ведение промысловых исследований скважин методом P(t) и обработка показателей исследований осуществлялись с использованием действующих отраслевых инструкции и методических руководств.

Во всех публикациях и официальных документах принята единая правильная математическая основа, описывающая процессы упругого режима пластовых систем и насыщающих их жидкостей, и предложены, практически, универсальные методы обработки кривых Р(7). Однако во всех случаях рекомендуемые методики ограничивались исследованиями (оценками) только части ряда основных фильтрационных характеристик коллекторов — их гидропроводности, проницаемости, Бкт-фактора призабойной зоны и, в редких случаях, текущего пластового давления на контуре питания зон дренирования скважин.

В настоящей статье разработаны новые дополнительные методические основы, существенно расширяющие достоверную оценку основных гидродинамических и фильтрационных параметров дренируемых пластовых систем залежей нефти.

В основе графоаналитической обработке кривых Р(^, как известно, лежит базовое уравнение, описывающее неустановившийся режим фильтрации жидкости в пластовых средах [8]:

2 246Х

4пШ г'

ДР ^) = ,

гс

где ДР(0 — темп восстановления забойного давления после закрытия скважины как функции времени V, q — дебит скважины перед снятием кривой Р(1) t — продолжительность снятия кривой Р(^, х — коэффициент пьезопроводности продуктивного пласта, характеризующий темп перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима:

k k

х =

цр* ц(трж + РС)'

где ^ — коэффициент проводимости продуктивного пласта, в* — коэффициент упру-

ц

гоемкости пласта и насыщающей его жидкости.

Принимаем обозначения параметров базового уравнения (1):

2,303qц

= т;

4М

2,303дц ^ 2,246х щ 2,246х А -1g-2-= т 1§-2-= А.

г2 г

Тогда уравнение (1) примет вид

ДР(0 = А + mlg t.

Как известно, количественное определение значений щ и А осуществляется с использованием графика зависимости Р(^ = /(lg t) (рис. 1).

Восстановление забойного давления, ат

юипсоююсооо^озсмюосм^ 0)_ ^ Ю СО СО 0)_ 0)_ О О О т-_ т-_

с\Г со со со" со" со" со" со" со" со" ^г ^г ^г ^г ^г Логарифм времени восстановления давления, 1д Г -—«— Р(1р0. ат о Ряд 2 —♦—РядЗ

____ Линейный

Рис. 1. Кривая восстановления давления на забое остановленной скважины в полулогарифмических координатах — Р(0 = Д\д 0, сек.

Показатель m характеризует важнейшие фильтрационные параметры продук-

/11 \ /, \

тивных коллекторов, таких как гидропроводность

кк

проводимость

к

и про-

ницаемость (к). Количественно т соответствует тангенсу наклона прямолинейного участка кривой Р(/) на этапе влияния динамики изменения упругоемкости области дренирования данной скважины (зеленый пунктир):

2,303ди

т = tga= —-—.

5 4пкк У '

Тогда гидропроводность коллекторов области дренирования (за пределом призабойной зоны) будет равна

кк = 2303. ± = 0,1834 3-.

д 4п т т

При известных параметрах к и д определяются коэффициенты проводимости и проницаемости.

Показатель А характеризует степень гидродинамического несовершенства исследуемой скважины, т.е. характер и степень вскрытия продуктивного пласта. Количественно А определяется как разность интерполированного значения прямолинейного участка (см. рис. 1) на ось давления и величины забойного давления перед снятием кривой Р(/). Показатель А используется для определения гидродинамически совершенного радиуса скважины.

Закономерность изменения кривой в координатах Р(/) = /(^ /) в интервале времени от начала записи Р(/) до начала выхода на прямолинейный участок, характеризующий гидропроводность коллекторов области дренирования, связана с запасом упругоемкости объемов собственно скважинной системы и ее приза-

бойной зоны. И в этой области (см. рис. 1) также путем интерполяции участка кривой на ось давлений (см. рис. 1) определяется параметр А*:

.* , 2,246х

А = щ^ ' 2 Л,

г

где г — радиус эксплуатационной колонны в обсаженной скважине или долота при открытом стволе скважины.

Отношение коэффициентов А и А* равно

А* = ^ ^

А ггс

Равенство (5) позволяет определить радиус гидравлически совершенной скважины:

А

lg Ггс = lg г--

2 А*

Как следствие, определяется широко используемый параметр призабойной зоны — Skin-фактор:

г А

Scin-фактор = lg— = 0,5—.

Ггс А

При известном значении коэффициента m и Skin-фактора, т.е. дополнительного фильтрационного сопротивления коллекторов призабойной зоны, определяется давление, поглощаемое этим фактором:

. , „ m Skin A

A APS =-= m—.

S 1,152 A

Текущее пластовое давление на контуре питания (области дренирования) данной скважины Pk может оцениваться путем экстраполяции кривой P(t), если ее характер восстановления близок к квазиустановившемуся состоянию, или путем использования методики Хорнера, как Р = f[lg(t/T + t)] [3]. Достаточно точно и сравнительно просто Рк определяется при исследовании скважин методом установившихся отборов.

При известных значениях Рк, Рс и APS открывается возможность оценки про-

q q

дуктивности не только скважины, как отношение-=-, но и продуктив-

(Pk -Pc) AP' Р У

ности дренируемых природных коллекторов как отношение

nk=—q—=—,

k (Pk - Pc) -APs AP-APs где nK — продуктивность природных коллекторов области дренирования; q — дебит скважины перед снятием P(t); Pk — текущее пластовое давление на контуре питания (области дренирования); Pc — забойное давление перед снятием P(t); APS — давление, поглощаемое Skin-фактором; AP — депрессия перед снятием P(t).

Приведенный радиус круговой области дренирования данной скважины Rk может быть приближенно оценен с использованием широко известного уравнения плоскорадиального притока флюида к скважине (Дюпюи) или параметра Фурье.

Параметр Фурье — «безразмерное время» при исследовании процессов упругого режима [1] равен

х^

F =

R2

Преобразуя это равенство по отношению к получим

Як =,11 / ^ • 10-

или приближенно

Л-4 2

Л 4 Х-1 + Гг2с

^19 -10-4

Х-1.

Приведем пример графоаналитического исследования кривой Р({), снятой в скважине с оценкой комплекса фильтрационных характеристик залежи нефти.

Исходные данные примера:

— кривая восстановления забойного давления в скважине снималась около четырех часов;

— на рис. 2 приведен график восстановления давления;

— установившийся дебит скважины (по нефти) — 30 м3/сут или в пластовых условиях — 39 м3/сут = 451,2 см3/сек;

— динамическая вязкость пластовой нефти — 1,5 мПа.с;

— средняя эффективная нефтенасыщенная толщина области дренирования равна 20 м;

— радиус скважины (эксплуатационной колонны) — 7,6 см;

— график Р(^) в полулогарифмической зависимости приведен по тексту на рис. 1.

30 45 60 75 90 105 130 145 160 175 190 205 220 235  P(f), ат Время восстановления Рзаб, мин

Рис. 2. Кривая восстановления давления на забое остановленной скважины — P

Порядок анализа результатов исследований скважины и расчетные фильтрационные параметры и гидродинамические показатели приведены в табл. 1.

Таблица 1

Расчетные фильтрационные параметры и гидродинамические показатели по данным анализа кривой Р

Параметры и показатели Обозначение Расчетная формула по тексту Вспомогательные данные Количественные значения

Гидропроводность коллекторов области 2 дренирования, мкм -см/мПа-с kft/ц (3) 14,5° т = 0,259 319,5

2 Проницаемость коллекторов, мкм k (3) — 0,240

2 Проводимость коллекторов, мкм /мПа-с k/м (3) — 0,160

Гидродинамически совершенный радиус скважины, см Ггс (5) А* = 23 ат А = 45 ат 0,80

Бкт-фактор Skin (6) г = 7,6 см 1,0

Давление, поглощаемое Бкт-фактором, ат Aps (7) — 0,51

Давление на контуре питания скважины, ат Рк по Р(Г) — 270,0

Депрессия на пласт перед снятием Р(Г), ат АР — Рс = 200 ат 70,0

Продуктивность скважины, м3/сут/ат Пскв — 3 ц = 30 м /сут 0,429

Продуктивность коллекторов области дренирования, м3/сут/ат Пк (8) АР3=0,5 ат д=39 м3 /сут 0,518

Привед. радиус области дренирования, м (9) 2 X = 25 000 см /сек Г = 5 лет 865

Таким образом, ГДИС с применением метода неустановившейся фильтрации упругой жидкости в упругом продуктивном пласте позволяет получить ценнейшую информацию о гидродинамических показателях дренирования продуктивных пластов залежи, фильтрационных свойствах природных коллекторов и степень нарушения коллекторов призабойной зоны скважины при ее строительстве и эксплуатации.

Предлагаемая к практическому использованию методика анализа кривых Р(?) позволяет определять следующие параметры и показатели скважинных систем и продуктивных пластов:

кН

— гидропроводность продуктивных коллекторов — в области дренирования

Ц

исследуемой скважины;

— проницаемость продуктивных коллекторов к в области дренирования исследуемой скважины (за пределом призабойной зоны),

— коэффициент подвижности пластовой нефти — в продуктивном коллек-

Цн

торе;

— радиус гидродинамически совершенной скважины ггс;

— Бкт-фактор, характеризующий степень нарушения (позитивного или негативного) фильтрационных свойств коллекторов призабойной зоны скважины и состояние вскрытия пласта скважиной;

— давление Бкт-фактора: положительное — при ухудшении коллекторских свойств, отрицательное — при улучшении коллекторских свойств;

— текущее пластовое давление на контуре области питания;

— депрессия на пласт перед снятием Р(?);

— продуктивность скважины с влиянием Бкт-фактора;

— продуктивность природных коллекторов области дренирования;

— приведенный внешний радиус области дренирования (радиус контура питания),

Описанная методика анализа кривой восстановления забойного давления P(t) позволяет осуществить оценку семи параметров фильтрационных свойств коллекторов области дренирования и призабойной зоны и четырех гидродинамических показателей.

В перспективе для повышения оперативности проведения анализа ГДИС рекомендуется составление компьютерной программы обработки показателей P(t) с методической основой описанной выше.

ЛИТЕРАТУРА

[1] Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — Гостоптехиздат, 1953.

[2] Thomas G.B. Analysis of pressure build-up data. Petroleum Transactions, AIME, 1953.

[3] Horner D.R. Pressure build-up in wells. Proc. Third. WOrld Petroleum Congress. he Hague, 1951.

[4] Баренблатт Г.И., Борисов Ю.П., Каменецкий С.Г., Крылов А.П. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным восстановления давления в остановленных скважинах // Известия АН СССР. — 1957. — № 11.

[5] Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости // Труды ВНИИ. Вып. XIX. — Гостоптехиздат, 1959.

[6] Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пластов по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам. — М., 1957.

[7] ЧерновБ.С., БазловМ.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы скважин и пластов. — Гостоптехиздат, 1960.

[8] Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. — М.: Гос-топтехиздат, 1959.

THE STUDY OF OIL FIELD WELL USING GDIS-METHOD TO UNSTEADY FLUID INJECTION IN A POROUS MEDIUM -A METHOD OF RESTORING THE BOTTOM HOLE PRESSURE

V.S. Kolbikov, O.N. Danilchenko

Rosneft scientific and technical center Krasnaya str., 54, Krasnodar, 350000

Well testing method to the removal of bottom-hole pressure recovery curve P (t) is one of the most important methods of field research wells and reservoirs in the study of the characteristics of productive oil fields during the entire history of their development. In this paper we have developed new methodological framework, significantly extending the reliable assessment of the basic hydrodynamic parameters and filtration systems drained reservoir deposits.

Key words: hydrodynamic studies, filter settings, pool, sewer.