I. Причины проведения исследования

Стандарт
Исследование скважин методом
восстановления давления (снятие КВД)
I. Причины проведения исследования
Для снятия КВД (кривой восстановления давления) требуется остановить на некоторое
время добывающую скважину, которая уже работала с постоянным дебитом. В ходе
исследования производится запись забойного давления Pзаб как функция времени
проведения испытания.
Интерпретация результатов исследования проводится с помощью графика Хорнера (см.
Рис. 1), координатами на котором являются зависимость забойного давления от lg
t p  t
t
,
где t p - период работы скважины до начала испытания, t - время проведения испытания.
Снятие КВД позволяет определить следующие характеристики пласта:
1. проницаемость k ;
2. коэффициент продуктивности Кпр;
3. скин-фактор s ;
4. среднее пластовое давление P .
II. Проектирование испытания
Проектирование испытания проводится для оценки продолжительности исследования,
достаточной
для
единственной
интерпретации
результатов,
и
для
обоснования
целесообразности проведения исследования.
Продолжительность исследования должна быть больше времени действия эффекта
послепритока (или эффекта сжимаемости жидкости в стволе скважины) tws (см. 2.1. ),
чтобы можно было провести единственную прямую через значения давления на графике
Хорнера во время периода бесконечного действия (infinite acting period).
После прекращения эффекта послепритока рекомендуется продолжать испытание в
течение 1.5 логарифмических циклов на графике Хорнера. Один логарифмический цикл –
это участок на оси графика с логарифмической шкалой с длиной, равной расстоянию по
оси между значениями 10n и 10n+1.
2.1.
Предварительная оценка эффекта послепритока
Эффект послепритока наблюдается после остановки скважины, так как приток нефти в
скважину из пласта не прекращается сразу же после закрытия штуцера, и жидкость
продолжает поступать в ствол скважины. Этот эффект послепритока влияет на поведение
кривой давления на графике Хорнера. Прямолинейный участок кривой устанавливается
только после окончания периода влияния эффекта.

Коэффициент послепритока C в м3/атм определяется по формуле:
1
C
10161

Aw
(1.)
где:
Aw
площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2;

плотность пластовой жидкости, кг/м3;
300
p*
Забойное давление Pзаб, атм
250
pt 1

200
150
100
50
1000
tws
100
t
p
 t / t
10
1
Рис. 1. Пример интерпретации КВД по методу Хорнера.

Продолжительность эффекта послепритока определяется по следующей формуле:
t ws 
460C (60  3.5s)
kh / 
(2.)
где:
С
коэффициент эффекта послепритока, м3/атм;
k
предварительное значение проницаемости (например, взятое из данных
похожих месторождений или других исследований);
h
2.2.
эффективная мощность пласта, м;
Время окончания периода бесконечного действия t eia .
2
Прямолинейный участок на графике Хорнера продолжается до момента t eia - время
окончания периода бесконечного действия, когда начинается влияние границ пласта.

Время окончания периода бесконечного действия t eia в часах вычисляется по
следующей формуле (для вертикальной скважины в центре цилиндрической зоны
дренирования):
t eia 
2
694.4ct rвнеш
k
(3.)
где:
ct
коэффициент общей сжимаемости, атм-1;
rвнеш
внешний радиус зоны дренирования, м;
k
предварительное значение проницаемости, мД.
Проводить снятие КВД до времени окончания периода бесконечного действия t eia не
всегда необходимо, но выдержать скважину в течение 1,5 логарифмических циклов после
окончания эффекта послепритока рекомендуется.
Для более сложных форм зоны дренирования (нецилиндрических) выражение для
определения времени окончания бесконечного действия t eia следующее (обозначения см.
в 4.7. ):
t eia 
2.3.

6000367ct A
t DA
k
(4.)
Обоснование необходимости исследования скважины методом КВД:
Сравнение времени tws и teia:
Продолжительность исследования обязательно должна превышать продолжительность
действия эффекта послепритока.

Оценка объема и стоимости нефти, которая могла быть добыта за период
остановки скважины на исследование;
Vобщ 
qср t
24
Стоимостьобщ  Vобщ * Стоимость1т
(5.)
(6.)
где:
Vобщ
общий объем нефти, м3;
q ср
средний дебит скважины до проведения исследования, м3/сут;
t
продолжительность исследования, в часах;
3
Стоимость1т

стоимость нефти, руб./т.
На основании вышеуказанных расчетов принимается решение о целесообразности
проведения исследования.
2.4.

Оценка разрешения манометра:
Предварительная оценка изменения забойного давления Pоц. на прямолинейном
участке КВД на графике Хорнера:
Pоц.  21.21
t  t eia  t ws
где
t p  t
q s B
 lg
kh
t
(7.)
- оцененная продолжительность исследования, соответствующая
прямолинейному участку КВД на графике Хорнера.

Разрешение манометра не должно превышать 5% от величины Pоц. .
III. Проведение испытания
3.1.
В течении 5-7 дней до начала исследования необходимо:

по возможности поддерживать постоянный дебит скважины;

измерять забойное давление Pзаб ;

не менять режимов на соседних скважинах.
3.2.
Перед остановкой скважины измерить:

дебит скважины qs, м3/сут;

забойное давление Pзаб, атм.
3.3.
Синхронизировать время глубинного манометра и датчика положения и скорости.
3.4.
Запустить глубинный манометр в работу.
3.5.
Спустить глубинный манометр на исследуемую глубину и выдержать не менее 30
минут для записи забойного давления.
3.6.
Остановить скважину на исследование и продолжить запись забойного давления.
3.7.
По окончании исследования измерить буферное давление и остановить глубинный
манометр.
3.8.
Поднять глубинный манометр из скважины.
3.9.
Открыть штуцер на устье.
4
IV. Интерпретация результатов испытания
График Хорнера (зависимость Pзаб от lg
среднего пластового давления
t p  t
t
) и MБХ-кривые (для определения
P ) используются для интерпретации результатов
исследования методом КВД.
4.1.
Анализ зависимости забойного давления Pзаб от lg
t p  t
t
на графике Хорнера.
Уравнение для забойного давления Pws за время снятия КВД:
Pws (t )  Pi  21.21
где
q s B t p  t
lg
kh
t
(8.)
qs
дебит скважины до остановки на начала испытания, м3/сут;
tp
продолжительность работы скважины до начала исследования, час.;
t
время проведения испытания, час.;
Pws
фиксируемое манометром забойное давление после закрытия скважины;
Pi
начальное забойное давление до остановки скважины.
На графике Хорнера зависимость давления Pws от времени lg
t p  t
t
линейная после
прекращения эффекта послепритока.
Pws (t )  Pi  m lg
m  21.21

t p  t
(9.)
t
q s B
kh
(10.)
Коэффициент m определяется по графику Хорнера.
m  tg
(11.)
 - угол наклона прямого участка КВД к логарифмической шкале на графике
где
Хорнера (см. Рис. 1).

Определение экстраполированного давления p  из графика Хорнера:
Экстраполированное давление
p  - это значение давления в точке пересечения
продолжения прямолинейного участка до значения lg
t p  t
t
 1 по логарифмической
шкале на графике Хорнера (см. Рис. 1).
4.2.
Определение проницаемости и kh-фактора, мД*м:
5
kh  21.21

(12.)
Определение средней проницаемости kср, мД:
k ср 
4.3.
q s B
m
kh
h
(13.)
Определение скин-фактора s:
p

 pi
k
s  1.1513 1hour
 log
 3.092
2
m
ct rw


(14.)
Давление pt 1 получено на прямом участке КВД в точке, соответствующей одному часу
после остановки скважины. Если КВД не стабилизировалась за 1 час после начала
испытания, то необходимо экстраполировать прямой участок КВД в обратную сторону до
времени t  1 час после начала испытания (см. Рис. 1).
4.4.
Определение падения давления за счет скин-эффекта pскин :
 18.42q s B 
pскин  s

kh


4.5.
Вычисление коэффициента продуктивности K пр. :
К пр. 
q
P
К пр.дейст. 
К пр.идеал. 
4.6.
(16.)
q

p  p заб

kh
 r
3 
18.42B ln внеш   s 
rс
4 

q

p  p заб  pскин

kh
 r
3
18.42B ln внеш  
rс
4

(17.)
(18.)
Вычисление эффективности притока:
Эффективность притока =
4.7.
(15.)
К пр.дейст.
К пр.идеал.
(19.)
Определение среднего пластового давления P методом МБХ, используя МБХ-
кривые (MBH - Matthews, Brons and Hazebroek).

Время достижения псевдоустановившегося режима t SSS
6
t sss 
ct A
0.00036k
t DA sss
(20.)
где:
t DA sss
значение из таблицы для наиболее подходящей зоны дренирования;
A
площадь области дренирования;
k
вычисленная проницаемость из п. 4.2. , мД.
Если продолжительность исследования t >> t SSS , то t SSS можно использовать вместо
t в дальнейшем вычислении среднего пластового давления P .

Вычисление безразмерного времени t pDA и t pD :
t pDA 
t pD 

Вычисление
0.00036kt p
(21.)
ct A
0.00036kt p
(22.)
ct rc2
безразмерного
МБХ-давления
(Matthews-Brons-Hazerbroek-type
dimensionless pressure) p DMBH t pDA  с помощью МБХ-графиков. МБХ-кривые всех
типов для разных зон дренирования есть в Приложении 4.

Среднее пластовое давление вычисляется по следующей формуле:
p  p* 
m
p DMBH t pDA 
2.3025
(23.)
Приложение 1. Единицы измерения
Все приведенные выше уравнения в российских единицах измерения:
k
проницаемость, мД;

вязкость, сантипуаз;
t
время, час;
ct
сжимаемость, атм-1;
rс
радиус скважины, м;

пористость;
h
эффективная мощность пласта, м;
q
дебит скважины, м3/сут;
B
объемный коэффициент флюида, м3/м3;
p
давление, атм;
7
Кпр
коэффициент производительности, м3/сут/атм.
Приложение 2. Западные единицы измерения
Величина
Обозначение
Единицы измерения
Российские
Западные
проницаемость
k
мД
mD
пористость

%
%
вязкость

cP
cP
время
t
часы
hours
давление
p
атм
psi
сжимаемость
c
атм-1
psi-1
r, h
м
ft
площадь
A
м2
ft2
дебит
q
м3/сут
bbls/day
плотность

кг/м3
lbm/ft3
объемный коэффициент
флюида
коэффициент
продуктивности
скин-фактор
В
м3/м3
rb/stb
Кпр
м3/сут/атм
bbls/day/psi
s
-
-
безразмерное давление
PD
-
-
безразмерное время
tD
-
-
безразмерный радиус
rD
-
-
безразмерный радиус
tDA
-
-
радиус, мощность и т.п.
Приложение 3. Уравнения для КВД в западных единицах
C
144
t ws 
t eia

Aw
(1.)
603.5C (60  3.5s)
kh / 
4.39ct re2

k
t eia 
ct A
0.0002637 k
(2.)
(3.)
t DA
(4.)
8
Pws (t )  Pi  162.6
m  162.6
t p  t
q s B
log
kh
t
(8.)
q s B
kh
(10.)
q s B
m
(12.)
kh  162.6
p

 pi
k
s  1.1513 1hour
 log

3
.
2275

m
ct rw2


(14.)
 141.2q s B 
p skin  s

kh


(15.)
t sss 
ct A
0.0002637k
t pDA 
t DA sss
0.0002637kt p
p  p* 
ct A
m
p DMBH t pDA 
2.3025
(20.)
(21.)
(23.)
9
Приложение 4. МБХ-графики.
Рис. 2. Безразмерное МБХ-давление для скважины в центре равнобочной зоны дренирования.
10
Рис. 3. Безразмерное МБХ-давление для скважины в различных точках квадратной зоны
дренирования.
11
Рис. 4. Безразмерное МБХ-давление для скважины в различных точках прямоугольной зоны
дренирования с соотношением сторон 2:1.
12
Рис. 5. Безразмерное МБХ-давление для скважины в различных точках прямоугольной зоны
дренирования с соотношением сторон 4:1 и 5:1
13