СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2000 года по МПК E21B49/00 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для газодинамических исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации природного газа.

Известен способ исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации [1] . Получаемые при этом результаты измерений, обрабатываемые по двучленной формуле фильтрации, позволяют учитывать структуру пластового фильтрационного потока только обобщенно, без детализации структуры потока и, тем самым, без определения фильтрационных характеристик пласта и призабойной его части по зонам фильтрации.

Сущность способа определения состояния призабойной зоны скважины состоит в том, что газодинамические исследования на стационарных режимах фильтрации проводят, начиная от минимально возможных дебитов в сторону их увеличения, причем шаг изменения режима устанавливают минимально возможным. Возникающая при этом структуризация пластового фильтрационного потока отражается на газодинамических параметрах, измеряемых при исследовании. Последующую обработку результатов исследования проводят по трехчленной формуле притока, учитывающей структуру фильтрационного потока.

Формула притока позволяет построить индикаторную кривую в координатах (ΔP², Q), где ΔP² = P_пл ² - P_заб ² - квадратичная депрессия на пласт, P_пл, P_заб - пластовое и забойное давления, Q - дебит скважины, которые измеряются на каждом стационарном установившемся режиме.

Индикаторная кривая часто имеет точку излома, которая обычно возникает в момент перехода фильтрационного течения от ламинарного к турбулентному режиму.

Для скважин, совершенных по характеру вскрытия, уравнение индикаторной кривой в диапазоне изменения дебитов от 0 до Q_о имеет вид:
ΔP_c = aQ₀ (1)
а выпрямленная индикаторная кривая имеет вид:
(2)
Для скважин, несовершенных по характеру вскрытия, уравнение индикаторной кривой в том же диапазоне изменения дебитов имеет вид:
ΔP_нс = aQ₀+b₁Q² (3)
а выпрямленная -
(4)
где а - линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, b₁ - квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления системы "внешняя стенка эксплуатационной колонны - перфорационные отверстия - забой скважины" и характеризует суммарное сопротивление перфорационных каналов.

Совместное решение (1) и (3) в указанном диапазоне изменения дебитов позволяет при Q = Q_о получить:
(5)
Таким образом, обработка результатов исследований по трехчленной формуле позволяет определить величины b₁ - сопротивление перфорационных каналов, Q_о - фактический максимальный дебит, при котором во всей области дренирования пласта сохраняется фильтрационное течение по линейному закону Дарси.

Запишем систему уравнений, связывающую исследуемые параметры, в виде:
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
где A и b- фильтрационные коэффициенты, полученные в процессе обработки результатов стандартных исследований с использованием режимов, превышающих Q_o, b₁ - сопротивление системы "внешняя стенка эксплуатационной колонны - забой" (например, перфорационных каналов), q - средняя удельная продуктивность пласта-коллектора в зоне перфорации при (ΔP²)_ф, q_i - удельная продуктивность i-го типа пород при (ΔP²)_ф, h_i - общая мощность i-го типа пород, соответствующая интервалу перфорации.

Значения α и Re определялись путем анализа величин m (пористость), k (проницаемость), h (газоотдающая толщина), полученных в ходе решения вышеприведенной системы уравнений с наложением ограничений, характерных для данного пласта-коллектора, и полученных независимыми методами (например, геофизическими).

В частности, для сеномана принималось:
0,1 < m < 0,42
0,2 < k < 4,0 д
1,0 < h < 50,0 м
Значения A изменялись в пределах 0,1-1 (ата • сут)/тыс. м³; b - 0,001 - 0,0001 (ата • сут)/тыс.м³); диапазон изменения критического числа Рейнольдса - 0,1 - 15; диапазон изменения α-1-10000. В частности, для сеноманских залежей α = 300; Re_кр = 10.

Таким образом, путем использования b_i и первично получаемых при бурении геофизических данных (удельная продуктивность) в результате решения системы уравнений (6) - (11) определяется k, h, m, Q_o ^T.

Как известно,
(12)
Аналогично,
Q_о ^ф = cR_ф (13)
откуда
(14)
Пример использования.

Исходные данные по скв. 108 Медвежьего месторождения: A = 0,719; b = 0,00062; b₁ = 0,000213; q = 31,15 тыс.м³/(сут • м); α = 300; Re_кр = 10; R_с= 0,2 м.

Решение системы уравнений позволяет определить: k = 0,237д; m = 0,209; h - 14,3 м; Q_о ^T = 150,8 тыс. м³/сут.

Согласно промысловым данным, Q_о ^T = 500 тыс.м³/сут,
Итак, радиус каверны равен 0,6 м, а ее объем V = π(R2ф

При применении предлагаемого способа определения состояния призабойной зоны газовой скважины методом газодинамических исследований появляется возможность получить некоторые геофизические параметры, которые обычно получают только при глубинных геофизических исследованиях, в частности, удельную продуктивность коллекторов вскрытой продуктивной толщи пласта (по типам) и ее среднюю величину.

Источник информации:
1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1980, с. 116 - 118.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для газодинамических исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации. Задачей изобретения является получение некоторых геофизических параметров, которые обычно получают только при глубинных исследованиях. Для этого используют удельную продуктивность каждого типа коллектора во вскрытой продуктивной толще скважины и среднюю ее величину для всей толщи при одной фиксированной депрессии на пласт, гидравлическое сопротивление перфорационных отверстий, критическое число Рейнольдса, по значениям которых вычисляют теоретически максимальный дебит, при котором сохраняется линейный закон фильтрации в призабойной зоне скважины, а по отношению его к практически максимальному дебиту судят о состоянии призабойной зоны скважины, а именно при Q_о ^пр/Q_o ^т>1 R_эф>R_с, при Q_о ^пр/Q_о ^т<1 R_эф<R_с, где Q_о ^пр, Q_о ^т - соответственно практический и теоретический максимальные дебиты, при которых сохраняется линейный закон фильтрации призабойной зоны; R_эф, R_с - соответственно эффективный радиус притока и радиус скважины.

Способ определения состояния призабойной зоны газовой скважины, включающий проведение газодинамических исследований скважины с замером пластового и забойного давлений при работе скважины на нескольких установившихся дебитах, определение в результате обработки данных исследований фильтрационных параметров призабойной зоны практического максимального дебита, при котором сохраняется линейный закон фильтрации в призабойной зоне, отличающийся тем, что используют удельную продуктивность каждого типа коллектора вскрытой продуктивной толщи и среднюю ее величину при одной фиксированной депрессии на пласт, гидравлическое сопротивление перфорационных отверстий, критическое число Рейнольдса, по значениям которых вычисляют теоретически максимальный дебит, при котором сохраняется линейный закон фильтрации в призабойной зоне скважины, а по отношению его к практически максимальному дебиту судят о состоянии призабойной зоны скважины, а именно
при R_эф > R_с,
при R_эф < R_с,
где Q_о ^пр, Q_о ^т - соответственно практический и теоретический максимальные дебиты, при которых сохраняется линейный закон фильтрации призабойной зоны;
R_эф, R_с - соответственно эффективный радиус притока и радиус скважины.