RU2067664C1 - Способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно, к промысловым исследованиям газовых скважин, точнее к определению текущей продуктивной характеристики призабойной зоны пласта (проницаемости) и оценке эффективности методов интенсификации притока газа и капремонта скважин. Способ включает промыслово-исследовательские, графические и расчетные работы. Основываясь на доказательстве аналогий между параметрами формулы критического истечения газа - дебитом (Q), коэффициентом диафрагмы ДИКТа (С), давлением перед диафрагмой (Р) и параметрами скважины при ее остановке и работе в коллектор и работе пласта в скважинное пространство при закрытой на устье скважине - дебитом (Q_{сут.скв.}), проницаемостью призабойной зоны скважины (К) и статическими и рабочими давлениями (давлениями при снятии КВД (скважины, текущая проницаемость призабойной зоны относительная (К_отн.) и фактическая (K₂) определяются, соответственно, как отношение дебита, определенного по КВД при текущих исследованиях к дебиту, определенному по КВД при предыдущих исследованиях или к условному дебиту, определенному по КВД при текущих исследованиях и как величина пропорциональная между предыдущей (К₁) и текущей (К₂) проницаемостью и предыдущим или условным дебитом и текущим дебитом. 1 ил., 3 табл.

Description

Предполагаемое изобретение относится к газовой промышленности, к промысловым исследованиям газовых скважин.

Известен способ замера дебита газа скважин диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТом) (или прувером) с выпуском газа в атмосферу [1] с. 108-111. Дебит газа в этом случае определяется по формуле критического истечения газа:

(VII.28) [1] c. 109,
где
Q дебит газа, тыс.м³/cут.

Р давление перед диафpагмой, кгс/см²;
γ относительный удельный вес газа, б/р;
Т абсолютная температура газа, ^oK;
Z коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р;
С коэффициент, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы, б/р.

Соотношение параметров формулы (VII. 28) в этом способе интересно сходством с параметрами газовой скважины.

Из (VII. 28) вытекает, что Q прямо пропорционально С при Р const и

и прямо пропорционально Р при

А из газопромысловой практики известно, что дебит скважины Q так же находится в приблизительно такой же зависимости от проницаемости К призабойной зоны пласта (ПЗП) и пластового давления Р_пл.. Т.е. с падением пластового давления дебит скважины падает и с падением проницаемости к ПЗП дебит скважины так же падает.

В предполагаемом изобретении принимается аналогия между параметрами Q, C, P формулы (VII.28) и параметрами скважины Q, K, P_пл. (или Р_ст.) и Р_заб. (или Р рабочее устьевое Р_тр. или Р_зат.), соответственно, при остановке скважины и при работе, т.к. природа этих параметров сходна.

Точнее, подобно тому, как при замере дебита газа ДИКТом, согласно (VII. 28) в [1] при

, изменение Q прямо пропорционально изменению С (или все равно, что изменение С прямо пропорционально изменению Q), так и для скважины, при Р_пл. const и Р_заб. const. (или Р_{раб.ус тьев.} const) и К_1,2 ≠ сonst, изменение Q в предыдущие и текущие исследования будет прямо пропорционально изменению проницаемости К ПЗП.

Т.е. Q₁/Q₂ K₁/K₂, (1)
А условие, когда P_пл. const и P_заб. const означает, что депрессия на пласт, как Δ Р P_пл. P_заб.. равна const.

Но для соблюдения уравнения (1) необходимо, чтоб DР const было при условии, что P_пл. const. хотя сама прямо пропорциональная зависимость дебита от проницаемости К ПЗП будет иметь место и при P_пл.1,2 ≠ const.

Т. е. здесь демонстрируется условие, что при P_пл. const и при DР const, но при К_1,2≠const • Q_1,2 ≠ const, в отличие от коэффициента продуктивности скважины

(м³/сут. ат.), (Ш.26) в [2] на с. 198, демонстрирующего условие, что при P_пл. const и ΔР ≠сonst будет Q_1,2≠ сonst или все равно, что при P_пл. const, DP≠const будет Q_1,2≠const, т.к

что возможно при К_1,2 const.

Т. е. предполагаемое изобретение предназначено для решения задач при условии, что К_1,2≠const, а коэффициент продуктивности скважины (уравнение (III.26) в [2] предназначено для решения задач при условии, что К_1,2 сonst.

Наиболее близким аналогом, прототипом, к предполагаемому изобретению является метод исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации, например, метод снятия и обработки кривых восстановления давления (КВД) [3] с. 150-179. Согласно способу, после стабилизации работы скважины в газопровод или в атмосферу измеряют установившиеся давление, температуру и дебит. Затем скважину закрывают и регистрируют изменения давления и температуры на головке и в затрубном пространстве во времени. В скважинах, не имеющих затрубного пространства (при отсутствии фонтанных труб, оборудованных пакерами и др. а также при наличии в стволе значительного количества жидкости, КВД должны сниматься на забое с помощью глубинных манометров, а при снятии КВД на устье забойные давления определяются согласно методам, изложенным в главе III [3] с. 150-152.

Для обработки КВД используют несколько методов, определяющихся принятыми граничными условиями, а также режимом работы скважины до остановки.

При решении уравнения, описывающего процесс восстановления давления, используют два вида граничных условий: бесконечный пласт и ограниченный пласт с постоянным давлением на контуре. Формулы, полученные для бесконечного пласта, применяют в тех случаях, когда в процессе исследования скважины границы области дренирования не сказываются на поведении этой скважины.

Обработку КВД для бесконечного пласта в зависимости от условий работы скважины до остановки осуществляют следующими методами.

В случае, когда время работы скважины Т до снятия КВД значительно больше времени восстановления давления t (достаточно Т ≥20t), КВД обрабатывается по формуле:
P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{2}}{\text{3}}$ = α+βlgt,/VI/

χ = k•P_пл./mμ_пл.,/V.2/,
где P_зо, Р_з начальное (перед остановкой) и текущее забойные давления, соответственно, кгс/см², t текущее время восстановления давления, с; Q_o дебит скважины перед остановкой, см³/c; коэффициент пьезопроводности, см₂/c; m пористость, доли единицы; α, b коэффициенты формулы (IV.I) [3]

/V.3/
где М_пл вязкость газа в пластовых условиях, сП;
Z_пл. коэффициент сверхсжимаемости газа при Р_пл. и пластовой температуре;
Т_ст. 293^oK; P_ат. 1,033 кгс/см²; h - эффективная мощность пласта, м.

Для обработки КВД по формуле (V.I) ее строят в координатах Р_з ² от lgt (для чего полученные устьевые давления пересчитывают в забойные и возносят в квадрат, а по полученным t находят десятичные логарифмы примеч. заявителя).

Полученный при этом прямолинейный участок отсекает на оси ординат отрезок, равный μ_пл и имеет угол наклона, тангенс которого равен α. По найденным b и a определяют следующие параметры.

Параметр проводимости пласта:
b
При известном коэффициенте b, параметр:

и параметр mh:

При известном коэффициенте пьезопроводимости приведенный радиус скважины:

и параметр С С₁ + С₂, характеризующий совершенство скважины и состояние призабойной зоны, согласно П. IV.2.3.

В формулах (V.4) (V.9) приняты следующие размерности: Q_o - тыс.м³/cут. Т K/ (T_ст. 293 К);

1/c; h-м; b - /сут/тыс.м³/²; R_c см.

В 3 на рис. V.7. демонстрируется семь разновидностей конфигураций КВД, построенных в системе координат R•h/μ-Д•μ(CП;R-Д;χ)P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{2}}{\text{с}}$ _пр.- по которым можно визуально судить об улучшении или ухудшении параметров ПЗП по сравнению из параметрами удаленных участков пласта, о технических причинах, влияющих на конфигурацию КВД о расширении и сужении границ дренирования пласта.

Однако в методе определение параметров ПЗП и пласта и их сравнение рассматриваются в рамках одного текущего исследования, вне связи этих параметров в предыдущие и текущие исследования.

Метод не дает ответа на небезинтересный для газопромысловика вопрос во сколько раз или на сколько дарси изменилась проницаемость ПЗП или на сколько тыс.м³/сут. изменился дебит газа по скважине от изменения проницаемости ПЗП, а на сколько от изменения (снижения) пластового давления за время от предыдущих до текущих исследований. Из вышеизложенного видно, что конкретно проницаемость ПЗП R (или К) не определяется, но, при желании, ее можно определить из формул (V.3), (V.4), (V.8). Следовательно, этот параметр R рассматривается авторами метода и авторами [3] как второстепенный.

Задачей предполагаемого изобретения является получение информации об основном параметре ПЗП, которым, по мнению заявителя, является проницаемость R (или К) ПЗП и ее изменение, точнее, относительная К_отн. и текущая К₂ проницаемости ПЗП, и информации по неизвестным ранее, но важным параметрам производительности скважины, таким как приращения (положительные или отрицательные) дебита скважины от изменения К ПЗП (±Q_изм.к) и от изменения пластового давления Р_пл./±Q_{изм.р.пл.} по КВД предыдущих и текущих исследований, построенных более простым, чем в прототипе способом, т.е. в координатах устьевые давления (Р_тр., Р_зат.) время Т (в минутах), полученных непосредственно при предыдущих и текущих исследованиях при значительном сокращении исследовательских, вычислительных и графических работ.

Для технического решения поставленной задачи, в известном способе исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, включающем замер установившихся давления, температуры и дебита газа при стабильной работе скважины, остановку скважины и регистрацию изменения давления и температуры на головке и в затрубном пространстве во времени, измеряемом в секундах, пересчет полученных устьевых давлений в забойное, построение кривой восстановления давления КВД в координатах Р_заб. ² lgt с графическим определением фильтрационных коэффициентов и в аналитическую обработку полученных при текущих исследованиях данных с определением параметров ПЗП таких как проводимость пласта P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{2}}{\text{3}}$ -lgt,, параметр

/P_с.пр. ², коэффициент пьезопроводности c, параметр mh, приведенный радиус скважины Р_c.пр. и параметр С С₁ + C₂, характеризующих совершенство скважины и состояние ПЗП, согласно изобретению, замер установившегося дебита скважины расходомером не обязателен, а при регистрации изменения устьевых давлений во времени, время измеряют в минутах; КВД для трубного и затрубного пространства или, в зависимости от технического состояния скважины, только для трубного пространства, когда затрубное запакеровано, или только для затрубного пространства, когда трубное перекрыто пробкой и скважина работает по затрубному, строят (см. фиг. 1) в координатах Р_{устьевое} T на одной фигуре по данным как текущих, так и предыдущих исследований. В случае, когда Р_пл.2 < P_пл.1 или Р_пл.2 > P_пл.1 (или Р_cт.2 < Р_cт.1 или Р_cт.2 > Р_cт.1), строят условные КВД по трубному и затрубному пространствам (Р_тр.усл., Р_{зат.усл.}) или, в зависимости, от технического состояния скважины, только по трубному, или только по затрубному, как кривые отвечающие условию, что проницаемость ПЗП К_1,2 const и поэтому, исходя из аналога об измерении дебитов газа ДИКТом, согласно которому дебит газа скважины находится в прямо пропорциональной зависимости от проницаемости ПЗП, имеющие одинаковую конфигурацию из соответствующими КВД предыдущих исследований, которую (конфигурацию) можно именовать как концентричносоосноординатной, получаемой перемещением КВД предыдущих исследований соосно оси ординат до совмещения из конечной или предконечной точками КВД текущих исследований с координатами Р ≅ Р_cт.2, Т ≅ T_{макс. (коне чн.)2}; строят (проводят) линию фактического рабочего давления работающего пространства (Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.}), при котором скважина работала до остановки в текущее или предыдущее исследование, или линию любого промежуточного между этими давления, которая пересекала бы обе КВД работающих пространств предыдущих и текущих исследований и условную КВД, соответствующую КВД работающего пространства предыдущих исследований, как линия увязочного давления; наносят точки пересечения этой линии с этими КВД, соответственно, как точек 1,2 и точки У и нанесением, изохронно точкам 1,2 и У точек на КВД неработающих пространств и соответствующей нерабочему пространству условной КВД, соответственно, точек 1', 2' и У'; определяют для всех этих точек (1, 2, У, 1', 2', У') минутные приращения давлений, соответственно, cР_тр.1, DР_тр.2, DР_тр.усл. и DР_зат.1, DР_зат.2 DР_{зат.усл.}; по приращениям и объемам активных (незапакерованных, неперекрытых) пространств (трубном, затрубном), через посредство объемной минутной формулы к.г.т.н. Войцыцкого В.П. определяют суточные дебиты, соответственно, Q_{сут.тр.1}, Q_{сут.зат.1} и Q_{cут.cкв.1}; Q_cут.тр.2, Q_{cут.зат.2} и Q_{cут.скв.2}; Q_{cут.тр .усл.}, Q_{cут.за т.усл.} и Q_{cут.ск в.усл.} по которым (Q_{cут.скв.1}, Q_{cут.скв.2}, Q_{cут.ск в.усл.}) и определяют основной, по мнению заявителя, параметр ПЗП К_отн., К₂ и неизвестные ранее, но важные для газопромысловиков параметры производительности скважины, такие как приращения текущего дебита скважины (положительные или отрицательные) в отдельности от изменения пластового давления (±DQ_{изм.р.пл.}) и проницаемости К ПЗП (±DQ_изм.к.).

В изобретении, известная объемная минутная формула к.г.т.н. Войцицкого В.П.

D
где Q_{cут.скв.} суточный дебит скважины, тыс.м³/сут;
1440 мин. количество минут в сутках;
Q_{сут.скв.}= 1440 мин•ΔP кгс(см²)мин•V_скв.Р кгс/cм²/мин минутное приращение устьевого давления, соответствующее давлению, при котором скважина работала до остановки или любому другому давлению, интересующему исследователя, кгс/см²/мин.

V_скв. объем скважины, занимаемый газом, м³, разветвляется на три формулы с отдельным первоначальным определением суточных дебитов для трубного и затрубного пространств, соответственно, Q_сут.тр., Q_{сут.зат.} и последующим суммированием их с получением Q_{сут.cкв.}. Т.е.

Δ
Q_сут.тр.= 1440 мин•ΔP кгс(см²)мин•V_тр.
Q_{сут.cкв.} Q_сут.тр. + Q_{сут.зат.}, (2)
А объем скважины (трубного, затрубного) определяется по известной геометрической формуле определения объема цилиндра:
Q_{сут.зат.}= 1440 мин•ΔP кгс(см²)мин•V_зат,
где
S сечение цилиндра, м²;
h высота цилиндра, м;

3,14.

Д диаметр цилиндра, м.

В условиях скважины V_затр. определяют как
V_зат. V_{экспл.к ол.вн.} V_{нкт.нар.}, (3)
где V_{экспл.к ол.вн.} внутренний объем эксплуатационной колонны, м³;
V_{нкт.нар.} объем насосно-компрессорных труб по наружному диаметру, м³;
V_тр. определяют как
V_тр. V_нкт.вн., (4),
где V_нкт.вн. внутренний объем НКТ, м³.

Обычно V_зат., V_тр. берут из таблиц в справочниках бурового мастера и другой газонефтепромысловой литературе, или определяют по вышеприведенной формуле объема цилиндра и формул (3,4). Второе отличие заявленного технического решения от прототипа состоит в том, что, исходя из аналога об измерении дебитов газа ДИКТом, согласно которому принимается аналогия между параметрами формулы (VII.28) [1] Q, C, P и параметрами газовой скважины Q, K, P_пл. /или Р_ст./ и Р_заб. (или Р_{раб.ус тьев.} Р_тр. или Р_зат.), из которого следует, что при предыдущих и текущих исследованиях при Р_пл. сonst и Р_заб. сonst (или Р_{раб.ус тьев.} const), или все равно, что при увязочном давлении Р_{тр.,з ат.n. факт.} const, и при К_1,2 ≠ сonst. Q₁/Q₂ K₁/K₂, (1) и исходя из условия условных КВД, что К₂ К₁ (или К_усл. K₁), будет что отношение Q_{cут.скв.2} к Q_{сут.скв.1} при Р_ст.2 Р_ст.1 и отношение Q_{сут.скв.2} к Q_{сут.ск в.усл.} при Р_ст.2 < Р_ст.1 или при Р_ст.2 > Р_ст.1, соответствуют условию уравнения (1). Вследствие этого текущая относительная К_отн. и фактическая К₂ проницаемости ПЗП определяются согласно выражениям:
при Р_пл.2 Р_пл.1 или Р_ст.2 Р_ст.1
π /5/

/6/ при Р_пл.2 < Р_пл.1 или при Р_пл.2 > Р_пл.1

/7/

/8/
где Р_пл.1, Р_пл.2 предыдущее и последующее значения пластового давления, кг/см²;
Р_ст.1, Р_ст.2 предыдущее и последующее значения статического давления, кг/см²;
К_отн. текущая относительная проницаемость, б/р;
Q_{cут.скв.1} дебит, который имел бы место в предыдущих исследованиях при рабочем давлении на устье, в текущих исследованиях /Р_{тр.,з ат.n. факт.}/, тыс. м³/сут.

Q_{cут.скв.2} дебит при текущих исследованиях, соответствующий рабочему давлению Р_{тр.,з ат.n. факт.,} тыс.м³/сут;
Q_{cут.cк в.усл.} дебит, который имел бы место, при текущих исследованиях при Р_пл.2 < Р_пл.1 или при Р_пл.2 > Р_пл.1 и при К₂=K₁ при Р_{тр.,з атр.n. факт.}.

K₁, K₂ предыдущая и фактическая текущая проницаемость, дарси.

Третье отличие заявленного технического решения от прототипа состоит в том, что исходя из принимаемой аксиомы о том, что проницаемость ПЗП газовой скважины в условиях невмешательства в процессе газодобычи (без интенсифицирующих обработок ПЗП и без поглощений скважинной задавочной жидкости при ее капремонте) остается неизменной, а добыча (дебит) по скважине падает по причине падения пластового давления, в случае с газоконденсатными месторождениями и на ПХГ при отборе газа, и возрастают при повышении пластового давления, в случае с ПХГ при закачке газа, и, исходя из свойств условных КВД, отвечающих условию, что K₂ K₁ (или, что K_1,2 сonst) будет, что Q_{сут.скв.1} и Q_{сут.скв.2}, при Р_пл.2 Р_пл.1 или при Р_ст.2 Р_ст.1, и Q_{сут.ск в.усл.} и Q_{сут.скв.2}, при Р_пл.2 < Р_пл.1 или при Р_пл.2 > Р_пл.1, отвечают условию, что обязательно Р_пл. (или Р_ст.) сonst, и необязательно К₂ ≠ K₁, вследствие чего приращение добычи (дебита) от изменения проницаемости ПЗП определяют, для условий при Р_пл.2 Р_пл.1, как разницу между Q_{сут.скв.2} и Q_{сут.скв.1}, как дебитами неуравненными по проницаемости, т.е.

±

Q_изм.к ±Q_{cут.скв.1} ±Q_{сут.скв.2}, (9),
и для условий при Р_пл.2 < Р_пл.1 или при Р_пл.2 > Р_пл.1 как разницу между Q_{сут.скв.2} и Q_{сут.ск в.усл}, т.е. ±Q_изм.к. ±Q_{сут.ск в.усл.} ±Q_{сут.скв.2}, (10) а Q_{сут.скв.1} и Q_{сут.ск в.усл.} будут отвечать условию, что обязательно К₂ К₁ (или К_1,2 const) и Р_пл.2 ≠ P_пл.1, вследствие чего приращение добычи (дебита) от изменения пластового давления определяют как разницу между Q_{сут.скв.1} и Q_{сут.ск в.усл.}, как дебитами неуравненными по пластовому давлению, т.е.

±ΔQ_{изм.р.пл.} ±Q_{сут.скв.1}±Q_{сут.ск в.усл.}, (11),
где обозначения те же, что и в уравнениях второго отличия; в формулах (9-11) от большего дебита отнимается меньший, а знак DQ определяется в формулах (9,10) по знаку при Q_cут.2, а в формуле (11) по знаку при Q_{сут.ск в.усл.}.

Четвертое отличие заявленного технического решения от прототипа состоит в том, что замер дебита скважины промысловыми расходомерами перед ее остановкой в предыдущие и текущие исследования Q_{сут.скв.1} или Q_{сут.скв.2} необязателен, т. к. их и Q_{сут.ск в.усл.} определяют по объемной минутной формуле (2), приведенной выше.

Сопоставимый анализ заявленного технического решения с прототипом показывает, что предложенный способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации позволяющий, через посредство натурально построенных КВД, определять текущую проницаемость ПЗП К₂ и получать дополнительную информацию о неизвестных ранее, но важных параметрах таких как параметр ПЗП К_отн. и параметры продуктивности скважины ±DQ_{изм.р.пл.} и ±DQ_изм.к., характерен минимальным объемом исследовательских, графоаналитических и расчетных работ при текущих (последующих) исследованиях с использованием данных предыдущих исследований, что вместе взятое соответствует изобретательскому уровню.

Примеры осуществления способа.

Для определения относительной проницаемости К_отн. и текущей фактической проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) К₂, а также приращений дебита в отдельности от изменения Р_пл. и К газовой скважины по КВД, согласно предлагаемому изобретению, производят неполные текущие исследования методом нестационарных режимов фильтрации (т.е. методом КВД) с замером рабочих давлений, в зависимости от технического состояния скважины, соответственно, или Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.} на устье скважины и снятием КВД, соответственно, или по трубному и затрубному пространствам, или только по трубному, или только по затрубному с достижением статического давления Р_{ст.тр. ,зат.2}, и из предыдущих полных исследований методом нестационарных режимов фильтрации, в зависимости от технического состояния скважины, используют КВД или по трубному и затрубному пространствам или только по трубному, или только по затрубному, и, при наличии, величину предыдущей, ранее определенной проницаемости ПЗП К₁.

Если это эксплуатационная скважина газопромысла, то, замеры осуществляют контрольно-измерительными приборами и автоматикой (КИП и А), имеющейся на установке комплексной подготовки газа (УКПГ). Это расходомеры или дебитомеры газа типа ДП-430 или ДСС-734 и др. ртутные и спиртовые термометры, а также технические кл.1,5 и образцовые Кл 0,35 манометры.

Если это скважина только что вышедшая из бурения, т.е. давшая приток газа после вскрытия газового горизонта и освоения, то на ней, согласно источника [1] первоначально производят полные исследования методом нестационарных режимов фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) для определения дебита скважины и образцовые манометры Кл 0,35 для замера давления на устье скважины (Р_тр., Р_зат.), и давления на ДИКТе перед диафрагмой. А в случаях отсутствия в скважине НКТ или при наличии пакера или жидкости на забое скважины КВД снимают на забое глубинными манометрами (см. [1] с. 150, разд. V.I.I).

Но проведение полных исследований методом нестационарных режимов фильтрации не будет требованием изобретения, а только предпосылкой к тому, чтобы после проведения какой-либо производственной операции на такой скважине или по истечении определенного длительного периода эксплуатации такой скважины можно было использовать предлагаемое изобретение.

Проведение вышеизложенных текущих неполных промысловых исследований (замер Р_{тр.зат. n.факт.}, снятие КВД с достижением Р_{ст.тр. ,зат.2} осуществляют только одними образцовыми манометрами Кл. 0,35-0,4. Эти неполные промысловые исследования, в свою очередь, являются вполне достаточными предыдущими исследованиями для последующих неполных промысловых исследований.

Необходимые данные, полученные при неполных текущих исследованиях (Р_{тр.,зат. n.факт.}, КВД Р_{тр.2, зат.2} от Т) и имеющиеся и взятые из полных предыдущих исследований К₁, КВД Р_{тр.1, зат.1} от Т, согласно предлагаемого изобретения, графоаналитически обрабатывают (иллюстрация на фиг. 1).

Графоаналитическая обработка заключается в следующем.

В случае постоянства пластового, а, следовательно, и статического давления между предыдущими и текущими исследованиями и в зависимости от технического состояния скважины, т.е. в зависимости от того без пакера скважина или оборудована пакером и работает ли скважина по трубному пространству или по затрубному, берут из предыдущих полных исследований данные для построения соответствующих КВД и, поскольку они сняты в системе Р, кгс/см² Т, с. (см. [1] ) с. 152, 153 табл. V.I, V.2), переводят их в систему Р, кгс/см² Т, мин. и строят КВД, соответственно, или Р_тр.1 от Т и Р_зат.1 от Т, или только Р_тр.1 от Т, или только Р_зат.1 от Т. Затем на этой фиг. строят снятые текущие КВД, соответственно или Р_тр.2 от Т и Р_зат.2 от Т, или только Р_тр.2 от Т, или только Р_зат.2 от Т. Затем строят линии текущих фактических работ давлений, работающих пространств, соответственно, или Р_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.} с нанесением на них точек пересечения этих линий с предыдущими КВД работающих пространств 1 и с текущими КВД работающих пространств 2 и изохронно построенных на пересечении неработающих КВД и изохрон точек 1, 2, соответственно, точек 1' и 2' c последующим графическим определением для этих точек минутных приращений давлений, соответственно, или DP_тр.1, DР_зат.1, DР_тр.2, DР_зат.2 или только DР_тр.1, DР_тр.2, или только DР_зат.1, DР_зат.2. Определяют приращения давлений сначала для нескольких минут, для 3+5 или более, затем делением на количество взятых минут находят минутные приращения DР кгс.cм²/мин. Затем по известной геометрической формуле определяют активные (незапакерованные, неперекрытые) объемы скважины. Затем по минутной формуле [2] определяют дебиты, соответственно, или Q_{сут.тр.1}, Q_{сут.зат.1} и Q_{сут.скв.1}, Q_{сут.тр.2}, Q_{сут.зат.2} и Q_{сут.скв.2} или только Q_{сут.тр.1}, Q_{сут.тр.2} или только Q_{сут.зат.1}, Q_{сут.зат.2}.

Зная Q_{сут.скв.1} и Q_{сут.скв.2} или только Q_{сут.тр.1} и Q_{сут.тр.2} или только Q_{сут.зат.1} и Q_{сут.зат.2}, которые будут заменять, соответственно, Q_{сут.скв.1} и Q_{сут.скв.2}, при отсутствии К₁ определяют К_отн. по формуле (5), а при наличии К₁ определяют К₂ по формуле (6), и изменение дебита от изменения проницаемости К ПЗП (±DQ_изм.к.) определяют по формуле (9).

В случае изменения (падения) пластового, а следовательно, и статического давления между предыдущими и текущими исследованиями и аналогичного технического состояния скважины дополнительно строят условные КВД, как концентричноосноординатные к предыдущим КВД, соответственно, или к P_тр.1 от Т и P_зат.1 от Т, или только к P_тр.1 от Т, или только к P_зат.1 от Т, соответственно, или P_тр.усл. от Т и P_{зат.усл.} от Т, или только P_тр.усл. от Т, или только P_{зат.усл.} от Т с нанесением точки У (т.е. условная) на месте пересечения условной КВД, соответствующей предыдущей КВД работающего пространства с линиями давления, соответственно, или с P_{тр.n. факт.} или Р_{зат.n. факт.} и изохронно построенной на пересечении условной КВД, соответствующей предыдущей КВД неработающего пространства и изохроны точки У'. Затем графически определяют для этих точек минутные приращения давлений, соответственно, или DР_тр.усл. и DР_{зат.усл.}, или только DР_тр.усл., или только DР_{зат.усл.}. Затем после определения объемом, соответственно, или V_тр. и V_зат., или только V_тр., или только V_зат. аналитически по минутной формуле (2) определяют дебиты, соответственно, или Q_{сут.тр .усл.}, Q_{сут.за т.усл.} и Q_{сут.ск в.усл.} или только Q_{сут.тр .усл.} или только Q_{сут.за т.усл.}.

Зная Q_{сут.скв.2} и Q_{сут.ск в.усл.} (или только Q_{сут.тр .усл.}, или только Q_{сут.за т.усл.}, которые будут заменять Q_{сут.ск в.усл.}), при отсутствии К₁ по формуле (7) определяют К_отн., а при наличии К₁ по формуле (8) определяют К₂ и изменения дебита от изменения проницаемости К ПЗП (±DQ_изм.к) определяют по формуле (10), и от изменения пластового давления (±DQ_{изм.р.пл.}) определяют по формуле (11).

Осуществление способа в частных случаях.

Имеем эксплуатационную скважину не оборудованную пакером, работающую по трубному пространству. Геолого-техническая характеристика скважины следующая.

Эксплуатационная колонна н 168 мм (D 144 мм).

Искусственный забой 1600 м.

Интервал перфорации: 1520 1500 м.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)f_в 73 мм (φ_н 63 мм), 1520 м.

Объем затрубного пространства (V_зат. 22,5 м³.

Объем трубного пространства (V_тр. 4,5 м³.

В "деле" скважины имеется акт на полные исследования скважины методом нестационарных режимов фильтрации (т.е. методом КВД) с данными для построения КВД в системе координат Р, МПа (кгс/см²) Т, с. с достижением статического давления Р_{ст.тр .зат.1} 13,4 МПа (134 кгс/см²).

Согласно другим геофизическим исследованиям в "деле" скважины имеем первоначальную проницаемость ПЗП К₁, равную 1,2•10^-12 м² 1200 Мд. Впоследствии скважина начала выносить породу. Спустя полгода после этих исследований скважина была поставлена на кап.ремонт по креплению забоя смолами. Для этого скважина была задавлена буровым раствором. После проведения ремонта со спуском таких же НКТ на прежнюю глубину скважина была освоена, очищена (отработана) на факельный амбар и пущена в работу на УКПГ по трубному пространству. После работы скважины в течение недели на ней были проведены неполные промысловые исследования методом КВД согласно предлагаемому изобретению.

На трубном и затрубном пространствах работающей скважины были установлены образцовые манометры Кл. 0,4. Были замерены рабочие давления (Р_тр.2, Р_зат.), которые составили, соответственно, 8,2 МПа (82 кгс/см²) и 8,7 МПа (87 кгс/см²), из которых Р_тр. было принято за Р_{тр.n. факт.} (см. фиг. 1). Затем скважина была остановлена на снятие КВД с достижением Р_ст., которое составило 9,9 МПа (99 кгс/см²).

Данные, полученные при последующих исследованиях согласно изобретению оформили в виде таблицы N1.

Данные, полученные при предыдущих исследованиях, были оформлены согласно известной методики в виде таблицы N 2.

Затем необходимые данные из предыдущих полных исследований и данные, полученные при текущих неполных исследованиях, согласно изобретению, графоаналитически обработали (см. фиг. 1).

Данные для построения КВД предыдущих исследований в системе координат Р, МПа (кгс/см²) Т, с. пересчитали в систему координат Р, МПа (кгс/см²) Т, мин. и оформили в виде таблицы N 3.

В этой системе координат на фиг. 1 построили предыдущие и текущие КВД, соответственно Р_тр.1 от Т, Р_зат.1 от Т, Р_тр.2 от Т, Р_зат.2 от Т. Из таблиц 1, 2, 3 и фиг. 1 видно, что в первые минуты остановки давление на затрубье практически не меняется, т.к. газ из пласта стремится в то пространство, где давление меньше, а затем, по мере выравнивания давлений в обоих пространствах, начинает поступать в затрубное пространство. Затем, согласно изобретению, построили условные КВД, соответственно, Р_тр.усл. от Т и Р_{зат.усл.} от Т, как кривые концентричносоосноординатные к предыдущим КВД, соответственно, к Р_тр.1 от Т и Р_зат.1 от Т. т.е. как КВД предыдущих исследований опущенные соосно оси ординат до совмещения с точкой Р_ст.2 или перенесенные по нескольким точкам измерителем по вертикалям на расстояние равное разнице Р_ст.1 Р_ст.2. Затем провели линию фактического рабочего давления Р_{тр.n. факт.}. Затем обозначили точки пересечения КВД с линией Р_{тр.n. факт.}. Пересечение с КВД Р_тр.1 от Т обозначили как точку 1, пересечение с КВД Р_тр.2 от Т обозначили как точку 2.

В нашем примере эти точки совпали, вероятно, из-за увеличения давления на входе в УКПГ по условиям низкотемпературной сепарации. Но могли бы и не совпасть. Точку пересечения условной КВД Р_тр.усл. от Т, как концентричносоосноординатную предыдущей КВД работающего пространства (т.е. Р_тр.1 от Т) с линией Р_{тр.n. факт.} обозначили как точку У. Затем изохронно нашли точки пересечения соответствующих КВД неработающих пространств (т.е. затрубных) с соответствующими изохронами от точек 1, 2, У и обозначили, соответственно, как 1', 2', У'.

Затем графическим путем нашли для всех этих точек 1, 2, У, 1', 2', У' минутные приращения давлений, которые, соответственно, составили:
φ_вР_тр.1 0,7 МПа (7 кгс/см²) (10 мин 0,7 МПа (0,7 кгс/см²/мин).

ΔР_зат.1 0,07 МПа (0,7 кгс/см²/мин).

DР_тр.2 0,03 МПа (0,3 кгс/см²/мин).

DР_зат.2 0,02 МПа (0,2 кгс/см²/мин).

DР_тр.усл. 0,04 МПа (0,4 кгс/см²/мин).

DР_{зат.усл.} 0,02 МПа (0,2 кгс/см²/мин).

Затем, имея объемы трубного и затрубного пространств и минутные приращения давлений, по минутной формуле (2) определили суточные дебиты скважины, из которых дебит для точки 2 является фактическим рабочим, для точки 1 расчетным рабочим, а для точки У условным. Дебиты составили:
Q_{сут.тр.1} 1440 мин•0,7 кгс/см²/мин) • 4,5 м³ 4536 м³/сут.

Q_{сут.зат.1} 1440 мин • 0,7 кгс/см²/мин • 22,5 м³ 22680 м³/сут.

Q_{сут.скв.1} (4536 + 22680) м³/сут. 27216 м³/сут.

Q_{сут.тр.2} 1440 мин • 0,3 кгс/см²/мин • 4,5 м³ 1944 м³/сут.

Q_{сут.зат.2} 1440 мин • 0,2 кгс/см²/мин • 22,5 м³ 6480 м³/сут.

Q_{сут.cкв.2} (1944 + 6480) м³/сут. 8424 м³/сут.

Q_{сут.тр .усл.} 1440 мин • 0,4 кгс/см²/мин • 4,5 м³/сут.2592 м³/сут.

Q_{сут.за т.усл.} 1440 мин • 0,2 кгс/см²/мин • 22,5 м³ 6480 м³/сут.

Q_{сут.ск в.усл.} (2592 + 6480) м³/сут. 9080 м³/сут.

Затем, зная Q_{сут.скв.1}, Q_{сут.скв.2}, Q_{сут.ск в.усл.}, по формулам 7, 8 находим, соответственно, К_отн. и К₂.

D6

Далее, согласно формуле (10), определяем на сколько тыс.м³/сут. упал текущий дебит по сравнению с предыдущим за счет ухудшения проницаемости: Δ (+9080 8424) м³/сут. 656 м³/сут.

И, согласно формуле (11), определяем на сколько тыс.м³/сут. упал текущий дебит по сравнению с предыдущим за счет падения пластового давления.

DQ_{изм.р.пл.} (27216 9080) м³/сут. 18136 м³/сут.

Здесь приведен самый сложный пример. В других случаях, например, когда Р_пл.1,2 сonst или Р_ст.1,2 сonst. задача упрощается, т.к. условные КВД не строятся, или, в случае, когда скважина оборудована пакером и имеется только одно активное пространство трубное, и КВД по затрубному не строятся, или в случае, когда НКТ забыты и также имеется одно активное пространство затрубное и КВД по трубному не строятся.

Промышленная применяемость заявленного технического решения обуславливается (оправдывается) существенным сокращением текущих, периодически повторяющихся полных промысловых исследований методом КВД, поскольку они, согласно изобретению, могут быть заменены неполными промысловыми исследованиями, которые сокращают объем и время проведения исследовательских и вычислительных работ и существенно повышают качество промысловых исследований.

Появляется возможность одними и теми же людскими и техническими силами и средствами исследовать большее количество скважин, более быстро и более эффективно обработать фактический материал и, следовательно, более грамотно и с большим эффектом разрабатывать газовые и газоконденсатные месторождения.

Изобретение позволяет как бы увеличить людские и технические силы и средства геологической службы отрасли и поднять качество промыслово-исследовательских работ, проявляющееся в достижении ранее недосягаемых результатов.

Это позволит обеспечить дополнительную добычу газа и конденсата. Т.о. заявленное техническое решение представляет значительный интерес для отрасли и для народного хозяйства.

Claims (1)

1. Способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, включающий измерение рабочего давления на трубном или на затрубном пространстве, расхода, температуры, снятие кривых восстановления давления и последующую графоаналитическую обработку полученных данных, отличающийся тем, что, используя текущие, предыдущие и условные значения дебитов и предыдущие значения проницаемости ПЗП К₁, текущую относительную К_{о т н .} и фактическую К₂ проницаемости призабойной зоны пласта определяют согласно выражениям:
   при Р_{п л . 2} Р_{п л . 1} или Р_{с т . 2} Р_{с т . 1}
   

   

   
   

   

   
   при Р_{п л . 2} < Р_{п л . 1} или Р_{п л . 2} > Р_{п л . 1}
   

   

   
   

   

   
   а приращения текущего дебита в отдельности от изменения пластового давления и проницаемости призабойной зоны пласта определяют согласно выражениям:
   при Р_{п л . 2} Р_{п л . 1} или Р_{с т . 2} Р_{с т . 1}
   ∓ΔQ_изм.к= ±Q_{сут.скв.1}∓Q_{сут.скв.2}
   при Р_{п л . 2} < Р_{п л . 1} или Р_{п л . 2} > Р_{п л . 1}
   ∓ΔQ_изм.к= ±Q_{сут.скв.усл}∓Q_{сут.скв.2}
   ∓ΔQ_{изм.р.пл}= ±Q_{сут.скв.1}∓Q_{сут.скв.усл}
   где Р_п л 1, Р_{п л . 2} предыдущее и последующее значения пластового давления, кг/см²;
   Р_{с т . 1}, Р_{с т . 2} предыдущее и последующее значения статического давления, кг/см²;
   К_о т н текущая относительная проницаемость, б/р;
   Q_{с у т . с к в . 1} дебит, который имел бы место в предыдущих исследованиях при рабочем давлении на устье, в текущих исследованиях, тыс.м³/сут;
   Q_{сут.скв.2} дебит при текущих исследованиях, соответствующий рабочему давлению P<Mv>тр.зат.n.факт<D>, тыс.м³/сут;
   Q<Mv>сут. скв. усл.<D> дебит, который имел бы место при текущих исследованиях при Р_{п л . 2} < Р_{п л . 1} или при Р_{п л . 2} > Р_{п л . 1} и при К₂
   К₁ при P_{тр . затр}<Mv>n_факт тыс.м³/сут;
   К₁, К₂ предыдущая и фактическая текущая проницаемость, дарси.

Images