Принятые сокращения 4 page

Вместе с тем в основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима (1) (см. «Номенклатуру основных символов...») входит производная давление по времени ПД, которая физически характеризует скорость изменения давления во времени.

Однако механические глубинные манометры из-за своей невысокой чувствительности не позволяют измерять темп изменения давления во времени. Это ограничивает традиционный анализ данных ГДИС только с использованием поведения изменения давления.

В середине 80-х годов в нефтегазовой промышленности появились высокоточные электронные глубинные манометры с пьезокварцевыми датчиками, так называемые «электронные глубинные манометры второго поколения» [95, 123, 135, 248 и др.], которые позволили резко повысить качество (точность) промысловых КВД-КПД, когда стало возможным измерение скорости изменения давления во времени. Применение этих высокоточных глубинных манометров позволяло вычислять и строить графики производные давления для фактических КВД-КПД снятых на скважинах.

Все это привело к мысли использовать производ­ные давления фактических кривых Р' для анализа, интерпретации промысловых КВД-КПД, т.е. как бы «расщепить» теоретическую и фактическую КВД и к ним добавить соответствующие кривые производных давления - Рc = Pc (t) и Рc' ⁼ Рc' (t).

Таким образом, при анализе и интерпретации, при решении обратной задачи исследуется и сопоставляется поведение пласта и теоретических МПФС с помощью четырех уравнений, а не двух, как при обычных традиционных методах обработки данных ГДИС.

В 1983 г группа французских специалистов фирмы "Flopetrol-Johnston" во главе с Bourdet с соавторами опубликовали серию статей, где предложили использовать производную давления для анализа КПД-КВД как весьма чувствительное и мощное средство [95, 96]. Техника использования производной давления впоследствии была усовершенствована самими авторами [97] и другими исследователями для различных МПФС [134, 138, 15 О].

Так, в [97] предлагалось использовать ранее установленные приближенные зависимости безразмерного давления от безразмерного времени для периодов влияния ствола скважины и для периода радиального течения [159] соответственно в виде

Для дальнейшего анализа предлагалось использовать так называемую логарифмическую производную [23]. Она применяется, например, когда имеется сложная функция [P_g = P_g(t_g)] и когда легче найти производную от логарифма, чем саму функцию. Так, логарифмическая производная (ЛПД) определяется логарифмическим дифференцированием по соотношению:

Псевдорадиальный фильтрационный поток (см. рис. 1.5, е) может наблюдаться в самые поздние моменты времени, после пуска в работу скважины с постоянным дебитом q в центре кругового (замкнутого, закрытого) однородного пласта, и является псевдоустановившимся (равномерно-неустановившимся или квазиустановившимся), неустановившимся фильтрационным потоком. Псевдоустановившийся ПРФП характеризуется линейным изменением давления во времени [70, 71, 129], описываемым приближенным уравнением (1.171).

Уравнения (1.102'), (1.128), (1.134), (1.156) и (1.171) в обобщенной форме можно представить;

различных типов одномерных фильтрационных потоков, из (1.173) и ОРФ находят соответствующие ЛПД для:

пласте, в пласте с двойной пористостью, для пластов с непроницаемой внешней границей, для БЛФП, для скважин, гидродинамически несовершенных - с различного рода трещинами, для случая пуска скважины с постоянным противодавлением, для реагирующих скважин в различных МПФС, газовых скважин и т.д.) [6, 7, 26, 28, 29, 70, 71, 74 76, 78, 81, 83, 88, 94, 95, 98 и др.].

Подобные палетки и графики нашли широкое применение в зарубежной практике ГДИС. Схематическое представление универсальной палетки диагностических билогарифмических графиков безразмерных давлений и производных во времени для однородного бесконечного пласта представлено на рис. 1.29.

Для анализа фактических данных КПД-КВД с целью идентификации одномерных фильтрационных потоков и последующего определения их характеристик и параметров, необходимо обработать полученные фактические КПД-КВД и построить по ним графики логарифмических производных давления АР' и билогарифмический диагностический в координатах [lgt,lgAP']. Для этого возможны несколько вариантов как графического, так и численного дифференцирования фактических данных [97, 136 ].

В простейшем случае приближенное вычисление производных давления производятся по следующим соотношениям.

Рис. 1.28. Теоретические диагностические признаки идентификации одномерных фильтрационных потоков

Рис. 1.29. Схематическое представление универсальной палетки

где значения с индексами (i-1) и (i+1) отвечают значениям давления и времени «слева» и «справа» от рассматриваемой i-той точки.

Практика вычисления логарифмических производных давления по фактически замеренным данным ГДИС (КПД-КВД) показала, что качество соответствующих билогарифмических диагностических графиков, используемых для последующего анализа и оценки параметров фильтрационных потоков и пласта, существенно зависит от наличия «посторонних шумов» и «помех» (вызванных вибрацией оборудования скважины, пульсацией потоков флюидов, погрешностями измерений и расшифровки данных измерений и т.д.). Эти сложности устраняются созданием специальных условий процесса исследования скважин, специальной технологией ГДИС, подбором соответствующих высокоточных глубинных манометров и приборов, применением специальных процедур сглаживания фактических графиков производных давления [97, 193, 222, 270], о чем будет сказано во второй главе. Для проведения процедуры сравнения наложением фактического и теоретических билогарифмических совмещенных диагностических графиков разработаны специальные программы с использованием ЭВМ [например, 236,275].

Наряду с ЛПД - логарифмической производной давления для диагностирования поведения реальных КПД-КВД и анализа проявления различных факторов и эффектов, не связанных с пластом, а обусловленных, например, процессами в стволе скважины, - было предложено [207] использовать простую производную давления (ПД), которую для отличия от ЛПД обозначают PPD (первой производной давления), т.е. I ПД.

Как известно, теоретическая КВД, снятая после остановки скважины, представляет собой монотонно возрастающую во времени функцию, стремящуюся к величине статического забойного давления в конце периода восстановления давления. I ПД == dP/dt представляет собой уклон графиков КПД-КВД в декартовых координатах [t, P] и яв­ляется монотонно убывающей функцией. Возрастание функции I ПД во времени свидетельствует о проявлении и влиянии на КВД-КПД побочных факторов, не связанных с поведением пласта, искажающих «истинную КВД-КПД», а следовательно, затрудняющих корректную интерпретацию данных ГДИС.

Применение функции I ПД = dP/dt позволяет выявить те участки фактических КПД-КВД, которые искажены побочными «шумами и помехами», и учитывать эти искаженные участки при обработке и интерпретации.

ГЛАВА 2 Техника и технология проведения гидродинамических исследований скважин

На любом этапе разработки месторождений углеводородов и эксплуатации скважин (от разведки до завершающего этапа) достаточная достоверная информация о продуктивном пласте и пластовых условиях (МПФС) определяет качество анализа состояния разработки и прогноза поведения залежи (проекта разработки) при различных вариантах и методах воздействия на залежь (нагнетания различных рабочих агентов, размещение скважин), их оптими­зацию, а также оценки эффективности проведения ГТМ (ГРП, СКО и др.). Большую часть этой информации получают по данным ГДИС на неустановившихся режимах, к числу которых относятся: различные виды КПД-КВД, гидропрослушивания (после пусков-остановок как добывающих, так и нагнетательных скважин), импульсные методы, данные пластоиспытателей. Важнейшей частью ГДИС на неустановившихся режимах является проведение измерений изменений забойных давлений во времени APc=APc(t), оценка свойств и природы пластовых флюидов, пласта-коллектора и добывных характеристик скважин.

В практическом, прикладном плане по данным ГДИС оценивается МПФС, которая включает в себя: объем ствола скважины, скин-фактор (т.е. состояние ПЗП скважи­ны - улучшенное или ухудшенное), проницаемость, порис­тость, удельные запасы, пластовое давление, геометрические размеры (протяженность пласта в пространстве) и ус­ловия на границах - наличие перетоков, непроницаемых и различной степени проницаемых границ, сбросов, различ­ные виды неоднородностей и т.д. (см. рис. 1.2).

Подготовка к проведению ГДИС состоит из не­скольких этапов:

1. Формулируется цель и задачи ГДИС. Какие результаты, ка­кую информацию о пласте (МПФС), для решения каких практических задач ожидают получить в итоге проведения ГДИС (параметры пласта, скважин, МПФС и т.д.).

2. Решается - на основе анализа теоретических основ ГДИС, -какой вид ГДИС (КВД КПД, гидропрослушивание и т.д.) теоретически позволяет определить-оценить интересую­щую информацию о пласте (параметрах пласта).

3. Оценивается требуемые точность и продолжительность регистрации изменений давлений во времени с помощью глубинных манометров или комплексов в процессе про­ведения ГДИС, другая исходная информация (геологиче­ская, геофизическая, PVT), необходимая для обработки и интерпретации фактических данных ГДИС.

4. Разрабатывается технология ГДИС, т.е. как, каким обра­зом проводить ГДИС. Какова требуемая последователь­ность во времени и каковы условия проведения различ­ных операций ГДИС (установка глубинных приборов, открытие-закрытие скважины и т.д.).

5. Проводится выбор скважин и их оборудования, исходя из необходимости минимизировать побочные факторы (про­цессы в стволе скважины, изменения режимов работы со­седних скважин и др.), влияющие на проводимые ГДИС.

6. Проводится выбор необходимых глубинных приборов и комплексов для регистрации Рд = Рд(1), q = const, темпе­ратуры и других параметров с требуемой точностью.

7. Составляется программа (календарный план) ГДИС конкретной скважины с указанием и описанием конкретных мероприятий (подготовительных, специальных, связан­ных с оборудованием, и др.), сроков выполнения и непо­средственно ответственных за выполнение с указанием, в частности, за какой тип глубинных приборов (маномет­ров и комплексов), их тарировки, место установки в стволе (на забое скважины) и время начала и конца реги­страции давления, несется ответственность.

8. В программе (плане) указываются требования к режимам работы соседних скважин в процессе ГДИС, вопросам соблюдения правил техники безопасности и охраны ок­ружающей среды и недр.

Вопросы техники и технологии ГДИС широко ос­вещены в литературе [6-10, 16, 18-22, 24, 26, 27, 32, 37, 38, 39,41-43,46,50-51,64,73].