WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Первое исследование, как видно, не дало интенсивного роста давления после создания скачка депрессии: за 16 часов записи КВУ давление изменилось всего на 0.8 МПа. Второе исследование после проведения ГРП дало более интенсивный рост давления. Причем начальное давление составляло 16.2 МПа, что на 5.5 МПа выше начального давления в первом исследовании.

Поскольку по КВУ при низких дебитах за 8 часов не достигается восстановления давления, то нельзя судить о пластовом давлении и свойствах пласта. Однако исследование после ГРП точнее характеризуют энергетику исследуемой зоны и пластовое давление, как видно из графика на рис. 7. Кроме того, по соотношению исследований до и после разрыва можно рассчитать «бывший скин-эффект» в ПЗП.

Предложен следующий способ оценки скин-фактора.

Вполне оправданно предположить, что уравнение фильтрации для стационарного процесса включает параметр скин-эффекта, что имеет место до ГРП – 1 µ R k P1 = Pпл - q (ln + s ), (2) 2 kh R c где P1 - давление в скважине до ГРП, Pпл - пластовое давление, q – дебит жидкости, µ - вязкость, k - проницаемость, h - мощность, Rk и Rc - радиус контура питания и скважины, s – скин-эффект.

После ГРП очевидно скин-эффект исчезает и тогда уравнение фильтрации соответствует уже незагрязненному пласту – 1 µ Rk P2 = Pпл - q ln (3) 2 kh Rc где P2 - давление в скважине после ГРП.

Переписав уравнения (2) и (3) и введя показатели продуктивностей скважины соответственно до ГРП - 1 и после ГРП - 2:

q1 2µ q2 2µ 1 = =, = = (4) Pпл - P1 kh(ln Rk + s) Pпл - P2 kh ln Rk Rc Rc находим отношение продуктивностей - ОП:

Rk ln + s 2 Rc ОП = = (5) 1 ln Rk Rc В итоге находим Rk s = ln (ОП - 1) (6) Rc Если считать, как обычно, что радиус контура питания составляет Rk=Rk ln = 7.м, а радиус скважины Rc= 0.1 м, то. Тогда Rc s = 7.8(ОП - 1) (7) В примере, приведенном выше, 1 =1,5 м3/сут/МПа, а 2=9 м3/сут/МПа.

При этом ОП=0.9/0.15=6 и s = 7.8 (6 - 1) = 39.

Как видим, получен довольно высокий показатель скин-эффекта до ГРП.

Следует учесть, что при ГРП не только устраняется сопротивление, связанное с повреждением пласта при вскрытии, а также снижается сопротивление за пределами загрязненной ПЗП в пределах трещины, заполненной проппантом, которая, по нашим расчетам, составляет 10-15 м. Поэтому скин-эффект, вызванный процессами бурения, составил в данной скважине s = 18.3.

Заметим, что в тех скважинах, в которых не были проведены ГРП, дебиты и продуктивности практически совпадают при замерах во время исследований методом КВУ и в период эксплуатации. Например, в скважине № 908 дебиты соответственно составили 25 м3/сут – при исследовании с записью КВУ и 23.м3/сут - при эксплуатации скважины. Это свидетельствует о том, что продуктивности скважин, определенные в период их исследовании, могут быть приняты в расчет, несмотря на то, что замеры выполнены в условиях неустановившегося потока.

Всего в скважинах с проведенными ГРП замеры КВУ до и после ГРП выполнены в 9 случаях. В таблице 1 приведены результаты расчета скинэффекта по вышеприведенной методике. Видно, что скин-эффект зафиксирован в пределах от S =4.7 до S =22.8. Можно заметить, что степень повреждения пласта уменьшается с увеличением продуктивной толщины пласта.

Заметим, что значительные по величине начальные значения скинэффекта связаны не только с влиянием бурового, цементного растворов и других технологических жидкостей на ПЗП, а также с возможным проявлением пластических свойств горных пород при работе с повышенными депрессиями.

Таблица 1.

Результаты расчета скин-эффекта в скважинах, которые имели место до проведения ГРП.

№ Скважина Эффективная Скинпп толщина эффект, пласта, м S 1 153 30.5 19.2 729 41 11.3 920 19.5 18.4 1011 12.5 22.5 1013 37.7 4.6 1059 67 5.7 1521 22.3 7.8 3006 15.8 14.Данные замеры показали также, что гидроразрывы не только устраняют скин-эффект, но и повышают фильтрационные свойства пласта в пределах распространения трещины, заполненной проппантом. Поэтому ГРП необходимо рассматривать как один из основных методов интенсификации притока.

В третьем разделе рассмотрены вопросы, связанные с процессами фильтрации жидкости к скважине при наличии трещины. Несмотря на то, что во всем мире к настоящему времени написано множество (тысячи) статей и известно несколько фундаментальных монографий - Г.Ч. Говарда и К.Р.Фаста (США, 1970 г.), П.М.Усачева (б. СССР, 1986 г.), М.Ж.Экономидеса и К.Н.Нотла (США, 1989 г.) и др., тем не менее остается много неопределенностей в оценке фильтрационных свойств пласта с созданными трещинами при ГРП, определении прогнозных дебитов, а следовательно, - в выборе рациональных технологий ГРП.

При моделировании пластовых систем с применением популярных в настоящее время пакетов программ типа «Эклипс» (и других), что является основой составления современных проектов разработки нефтяных и газовых месторождений, скважины, подверженные воздействию методом ГРП, обычно моделируются с установкой скин-эффекта, равного S= - 4 или S= - 5. Почему именно такие значения скин-эффекта повсеместно принимаются при моделировании работы скважин с ГРП, нигде не обсуждается. Хотя, конечно, можно предположить, что разные ГРП дадут совершенно различные характеристики активизации фильтрационных свойств ПЗП, эквивалентом чего при определении укрупненной (средневзвешенной) характеристике гидродинамических сопротивлений околоскважинной зоны является скинэффект.

При движении жидкости в пласте в радиальном направлении к скважине дифференциальное уравнение (8) принимает вид:

2P 1 P mµ P + =. (8) r r r k t Это уравнение является исходным при решении практически всех задач о движении жидкости в пласте при проведении испытания скважин.

При решении уравнения (8) обычно рассматривают два класса задач.

1. Наружная граница предполагается бесконечной с постоянным начальным давлением Р=Рпл на ней; внутренняя граница r=rc предполагается весьма малой с заданным на ней дебитом.

2. Наружная граница пласта предполагается большой (но конечной) r=rк с постоянным давлением на ней Рк=Рпл=const или отсутствием течения жидкости через эту границу (q=0), внутренняя граница также предполагается конечной с заданными давлениями или дебитом.

Допущения о постоянстве дебита, равно как и выражение этих показателей через какие-либо элементарные функции, не являются строгим отображением реальных условий притока. Дебит и депрессия изменяются не произвольно, а зависят от особенностей накопления жидкости в бурильных трубах. В общем случае забойное давление Pc(t) может быть определено из выражения:

Pc (t)= Pc(0) + PТ (t), (9) где Pc(0) - давление в начале притока, равное гидростатическому давлению залитой жидкости в бурильные трубы; PТ(t) - дополнительное давление, оказываемое столбом жидкости, поступившей в бурильные трубы из пласта за время t работы скважины.

Формула для расчёта PТ(t) имеет вид:

t 1 V (t) PТ(t) = (10) q(t)dt = CТ, СТ где СТ - ёмкостный показатель, характеризующий прирост объёма жидкости в бурильных трубах при притоке на единицу изменения давления в них (ёмкость V FТ h rТтруб), СТ = = =, (11) P h п п где FТ - площадь сечения внутренней полости бурильных труб; rТ - радиус внутренней полости труб; п - удельный вес поступившего флюида; - коэффициента формы штуцера Все вышеприведенные рассуждения касаются определения связи между забойным давлением и дебитом в открытом периоде испытания. В закрытом периоде испытания зависимость P=f(q) можно установить следующим образом. После закрытия скважины в подпакерную зону поступает пластовый флюид за счёт находящейся в ней жидкости, объём которой равен V=rс2H, где Н - расстояние от забоя скважины до места установки пакера.

Пользуясь известной зависимостью между давлением и объёмом слабосжимаемой жидкости - dP= - dV/V, можно получить выражение для дебита в период восстановления давления, которое имеет вид t P(t) = q(t) = V dP(t)/dt или (12) q( )d Св где Св= V - ёмкостный показатель, характеризующий прирост объёма в заполненной скважине на единицу изменения в нем давления после остановки скважины.

Как видно, решить уравнения (8) при условиях (9)-(12) с применением известных аналитических приёмов затруднительно.

Ниже нами рассмотрены процессы перераспределения давления в пласте и на забое скважины на основе моделирования и на базе выводов, полученных в результате моделирования, построены эффективные решения описанных уравнений.

Ранее проф. Карнауховым М.Л. были разработаны программы расчёта кривых давления с применением методов численного моделирования. Однако при постановке и программной реализации задач фильтрации не рассматривались задачи, когда в околоскважинном пространстве сформирована глубокая трещина высокой проводимости (вследствие ее заполнения проппантом). Ниже рассмотрены новые задачи. Которые позволяют выявить законы фильтрации и описать процессы восстановления давления в скважине для случаев работы скважин после их гидроразрыва.

Сначала исследовались перерапределения давлений в пласте при стационарных процессах, когда в уравнении (8) правая часть равна нулю.

Процессы фильтрации жидкости в пласте к скважине с ГРП исследовались на основе численного моделирования процессов фильтрации.

Для примера здесь приведены результаты, полученные при различном соотношении длины трещины L к контуру питания Rк : L/Rк = 0.05, 0.10, 0.15, 0.25, 0.50, 0.75. Трещина принималась вертикальной, распространенной на всю толщину однородного пласта. В данных примерах проницаемость проппанта в трещине принята намного большей проницаемости пласта, то есть сопротивление движению жидкости по трещине принято равным нулю.

На рис. 2 приведены результаты моделирования для случаев: а) L/Rк = 0, б) L/Rк = 0.1, в) L/Rк = 0.5. Показаны характеристики распределения давления в пласте при различных условиях фильтрации. Для стандартных условий Рис. 2 Распределение давления в пласте при L/Rк = 0 (а), 0.1 (б), 0.5 (в) фильтрации, когда в пласте нет трещины, а поток радиальный все полученные значения давлений в пласте соответствуют давлениям, получаемым по известному закону Дюпюи. Распределение давлений в пласте для L/Rк = 0.1 имеет уже существенное отличие - особенно в призабойной зоне пласта, а для L/Rк = 0.5 существенные изменения происходят и в удаленной зоне.

В табл. 2 приведены данные об изменении дебита Qгрп / Q (где Q - дебит скважины без ГРП, Qгрп - дебит при наличие ГРП) скважины в зависимости от = L/Rк. Приведены также значения скин-эффекта S, которые рассчитаны при = Qгрп / Q в соответствии с зависимостью Rк S = ln( ). (13) Rс Таблица 2.

Параметр =0 =0.05 =0.10 =0.15 =0.25 =0.50 =0.Qгрп/ Q 1.00 1.06 2.19 3.77 7.40 21.1 44.0 - 0.5 - 4.4 - 5.8 - 6.74 -7.4 - 7. S Видно, что длина трещины существенно влияет на показатели притока и величину соответствующего параметра скин-эффекта.

Полученные результаты могут быть применены при проектировании операций ГРП и выбора показателя скин-эффекта при моделировании процессов разработки.

В четвертом разделе приведена методика интерпретации диаграмм давления, полученных на основе фиксирования восстановления уровня жидкости в скважине, подверженной ГРП. Решалась задача в первоначальной постановке (2) – (5). На рис. 3 приведены две кривые восстановления уровнч жидкости в скважине: а. – КВУ, записанная до проведения ГРП; б. – КВУ, записанная после проведения ГРП.

Рис. 3 Кривые восстановления уровня, записанные: а) – до ГРП, б) – после ГРП.

Как видно, КВУ, записанная до ГРП, имеет обычный вид, где давление в скважине монотонно возрастает, приближаясь при времени записи в течение двух-трех суток к уровню, равному пластовому давлению. Кривая б), соответствующая случаю, когда в призабойной зоне сформировалась глубокая вертикальная трещина высокой проводимости, имеет заметно отличающийся вид. Здесь обнаруживается излом на кривой восстановления уровня. Появление излома на КВУ свидетельствует о том, что процессы фильтрации жидкости в зоне нахождения трещины отличаются от обычных процессов радиальной фильтрации. По форме «зигзага» на КВУ и времени выхода на конечный участок КВУ можно рассчитать длину трещины и степень увеличения проводимости трещины. Отмеченная особенность КВУ, записанных после проведения ГРП, позволяет выполнить более содержательный анализ результатов ГДИ, получить новую информацию о пласте и продуктивных характеристик скважины. Разработана методика интерпретации таких кривых давления, которая опробована в ОАО «ТНК-Самотлорнефтегаз» и принята на вооружение.

В пятом разделе разработана система оперативного изучения и анализа выработки запасов на участках месторождения, где планируются ГРП.

Система связана с построением карт динамики разработки. Эти карты представляют собой графики дебитов жидкости в добывающих и приемистости нагнетательных скважинах во времени за весь период эксплуатации (рис. 4 – один из участков месторождения), с нанесением данных о динамических и статических уровнях-(1), забойных и пластовых давлениях-(2), способах эксплуатации, основных проведенных ГТМ-(3), минерализации пластовой воды.

Рис. 4 Фрагмент карты динамики работы скважины На графиках представлены также разрезы скважин в виде характеристик ПС-(4) и электрического сопротивления п - (5), с выделением нефтенасыщенных, водонасыщенных и переходных зон; отмечены интервалы перфорации - (6). Такой способ представления промысловой информации позволяет наглядно оценить историю жизни скважин и целых блоков месторождения, взаимовлияние скважин друг с другом.

Рассмотренные на рис. 5 скважины работают в водонефтяной зоне с резкоизменяющимися свойствами коллектора. Можно увидеть, например, что ряд скважин работают со стабильным процентом обводненности (скв. 1783, 1745, 1785). Стабильная обводненность связана с перетоками, а не с прорывами нагнетаемой воды, причем процент воды прямо определяется расстоянием до водонасыщенных пластов. При пуске под закачку скв. № 1802 - в скв. № начал повышаться динамический уровень, что говорит о хорошей гидродинамической связи в северо-восточном направлении. После повышения уровня практически до устья, скважина переведена на ЭЦН, что привело к созданию депрессии до 10 МПа, нарушению цементного камня и появлению перетока. Скважина стала работать с обводненностью 85 %. Этот фрагмент показывает, как по динамике работы скважин можно судить о направлении потоков и взаимовлиянии скважин, об изменении давления на забоях и ее причине, о характере обводнения скважин и стабильности процента воды.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»