Совершенствование методов исследования скважин на приток тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Сычева, Ольга Викторовна

• Сычева, Ольга Викторовна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Сычева, Ольга Викторовна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ТЕОРИИ И ПРОБЛЕМЫ ПРОВЕДЕНИЯ ГДИ

1.1 Краткий анализ создания и развития методов ГДИ при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений

1.2 Проблемы применения методов ГДИ

1.3 Влияние емкости ствола скважины при применении эталонных графиков КВД

1.4 Эталонные графики притока

1.5 Постановка задач исследования

2 ОСНОВЫ МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН НА ПРИТОК

2.1 Общая постановка задачи

2.2 Основы интерпретации КП при регистрации давлений после создания скачка депрессии на пласт

3 ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЙ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

С ПРИМЕНЕНИЕМ ИПТ

3.1 Типовые диаграммы давления, получаемые при работе с ИПТ

3.2 Проблемы проведения исследований в наклонно-направленных скважинах с применением ИПТ

3.3 Исследования наклонно-направленных скважин с записью КВУ

4 ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КРИВЫХ ПРИТОКА

И КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ УРОВНЕЙ

4.1 Основы методов

4.2 Сравнение известных методов обработки исследований скважин с методом эталонных кривых

4.3 Исследование скважин при мгновенном пуске их в работу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов исследования скважин на приток»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

При контроле за разработкой месторождений нефти и газа применяются различные методы исследований. Одним из основных методов исследований являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ).

В современной практике разработки месторождений для гидродинамического изучения пласта стали применять множество различных методов ГДИ [27, 28, 31 и др.], ориентированных на получение максимальной информации о пласте, отличающихся тем, что замер давлений ведется в различных геологических и технологических условиях и при различных режимах испытаний. Чаще всего применяют методы с записью кривых восстановления давления (КВД), а также кривых притока (КП), кривых снижения давления (КСД) и кривых падения давления (КПД). Все эти методы направлены на исследование горизонтальных, наклонно-направленных добывающих и нагнетательных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со сложным составом флюида пласта.

Следует отметить и такое обстоятельство как необходимость проведения исследований с записью КВД в течение длительного времени (несколько суток, недель), что позволяет изучить работу пласта с большой зоной дренирования. Однако из-за длительной остановки скважин нефтегазовые компании недополучают планируемые объемы добычи. Этот немаловажный фактор затрудняет остановку скважин на длительный период времени для проведения качественных и достоверных исследований.

При применении методов обработки кривых притока (то есть при испытаниях скважин на приток) возможно получить такую же информацию о пласте, что и при записи КВД.

Кроме того, новые методы разработки месторождений с бурением горизонтальных, разветвленных стволов, скважин с ГРП не всегда позволяют останавливать скважины для исследований методом КВД. Поэтому роль методов, связанных с записью КП, возрастает. А поскольку практического

применения методов обработки и расчета параметров пласта по данным записи КП в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах нет, то тема диссертационной работы актуальна и посвящена развитию новых методик обработки КП, записываемых в таких скважинах.

В диссертационной работе сделан анализ достижений последних лет в области исследования пластов, приняты во внимание многочисленные работы в области ГДИ отечественных исследователей Щелкачева В.Н., Чарного И.А., Телкова А.П., Рязанцева Н.Ф., Карнаухова М.Л. и других; а также зарубежных -Д.Хорнера, А. Грингартена, Р. Хорне и др. Выполнен обзор развития и применения методов ГДИ при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Показано, что, несмотря на огромные достижения в области ГДИ, в современных условиях разработки месторождений требуется создание новых подходов в обработке и интерпретации данных для получения качественных и точных сведений о пласте.

На основе анализа применимости ГДИ сформулированы задачи исследования.

Цель работы

Разработка методики исследований скважин на приток и интерпретации результатов с использованием современных технологий исследования пластов.

Основные задачи исследований

1. Разработать новые методы обработки данных ГДИ при исследовании скважин на приток с записью кривых давления притока.

2. Исследовать процессы испытания скважин с применением испытателей пластов на трубах (ИПТ) с записью кривых притока и кривых восстановления давления.

3. Разработать и подготовить комплексную методику расчетов параметров пласта при записи кривых восстановления уровня по схеме КП для добывающих скважин.

4. Обосновать возможность применения методики обработки КП при исследовании горизонтальных скважин.

Научная новизна

1. Получены новые зависимости изменения давления в вертикальных и горизонтальных нефтяных и газовых скважинах. Эти зависимости представлены в виде эталонных кривых.

2. Показано, что на основе эталонных кривых притока с большим диапазоном параметра емкости скважин возможно определить свойства пласта в вертикальных нефтяных и газовых скважинах, а в ряде случаев - и в горизонтальных скважинах.

3. Применение эталонных кривых в комплексе с кривыми восстановления давления при исследовании скважин испытателями пластов позволяет существенно повысить информативность исследований и определить новые характеристики пласта - определить плотность пластовых флюидов.

Практическая ценность работы

Заключается в повышении качества и информативности интерпретации результатов исследований в процессе бурения и при эксплуатации скважин.

Разработанная методика применялась при выполнении заключений по результатам интерпретации диаграмм давления скважин Самотлорского месторождения, Северо-Губкинского месторождения и Северо-Хальмерпаютинской и Пякяхинской площади.

1 ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ТЕОРИИ И ПРОБЛЕМЫ

ПРОВЕДЕНИЯ ГДИ

1.1 Краткий анализ создания и развития методов ГДИ при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений

Гидродинамическим методам исследования скважин (ГДИ) всегда уделялось большое внимание в нефтегазопромысловом деле. ГДИ проводятся для уточнения геологического строения пласта в зоне дренирования скважин, направлены на получение информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проектов разработки. При контроле за разработкой месторождений необходимо постоянно определять продуктивные характеристики пластов и скважин, выявлять гидродинамические свойства пластов (гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность и т.д.). Следовательно, немаловажно развивать и совершенствовать известные методы исследований скважин [32-35].

Первые методы ГДИ были созданы в 1950-е годы, когда для интерпретации результатов исследования скважин использовали специальные графики (графики в полулогарифмическом масштабе Миллера-Дайса-Хатчинсона (МДХ) и Хорнера) [72, 75]. Рассматривались методы для бесконечного пласта с радиальной фильтрацией в скважине. Было предложено на основе обработки этих графиков определять продуктивность скважин и основные коллекторские свойства пласта (проницаемость, гидропроводность и скин-эффект).

Обычно рассматривался режим при отработке данных с постоянным дебитом в однородном по проницаемости, пористости, сжимаемости и толщине пласте. На рисунке 1.1а приведены схемы типовых диаграмм давлений, полученные записью кривых притока и кривых восстановления давления в скважинах. На рисунке 1.16 представлен график Миллера-Дайса-Хатчинсона. Обязательным условием для получения такого графика является проведение гидродинамического исследования такой длительности, чтобы получить

в полулогарифмическом изображении конечный прямолинейный участок, характеризующий основные фильтрационные параметры пласта.

Эти параметры получают прямым расчетом через значение угла наклона КВД - [ = tg(x (угол наклона конечного прямолинейного участка кривой в полулогарифмических координатах), то есть через функцию:

/ = 0,183

kh

(1.1)

а)

Pi —

Q

T»t <1 =var

КП

ДР

КВД

9

6)

cL

о V

hit

полулогарифмическая шкала

Р - давление в скважине, ц - дебит, I - время, Г - время работы скважины, в - время восстановления давления (записи КВД)

Рисунок 1.1- Диаграмма КП и КВД при длительной отработке скважины с постоянным дебитом - а); график КВД Миллера-Дайса-Хатчинсона - б)

По методу МДХ разницу между забойным давлением Р3 и начальным пластовым давлением Рпл в закрытой скважине можно выразить формулой:

р -р

пл i и _j 1 2

Алкк т ц гс '

(1.2)

где Рт - пластовое давление, Па\ Р3 - забойное давление, Па\ q - дебит

? 2 скважины, м /с\ /л - вязкость, Па-с; к - проницаемость, м ; h - толщина пласта,

м\ t — время, с; т - пористость; гс - радиус скважины, м.

1.2 Проблемы применения методов ГДИ

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений необходимо всегда определять фильтрационные параметры пластов, чтобы осуществить контроль за их разработкой. Данный контроль проводят на основе гидродинамических исследований скважин с помощью различных замеров:

- забойного давления в работающей скважине и в скважинах без отработки с регистрацией кривых притока - КП;

- забойного давления в остановленной скважине, которая работала до остановки на исследование с постоянным дебитом, проводится регистрация кривых восстановления давления - КВД;

- депрессий и дебитов при установившихся режимах фильтрации с регистрацией индикаторных кривых - ИК.

В нагнетательных скважинах выполняются аналогичные замеры изменения давлений, репрессии и приемистости, только вместо кривых притока ведут запись кривых закачки - КЗ. Кривые падения давления - КПД -записывают в скважинах вместо записи кривых восстановления давления после работы скважины с постоянным расходом при закачке и определяют индикаторные кривые при закачке - ИКЗ, которые производят вместо ИК.

При отсутствии фонтанирующего фонда скважин такого вида исследования практически не проводятся, поскольку ИК можно получить только в условиях, когда режимы работы скважин при исследовании устанавливаются подбором подходящих по диаметру штуцеров (4, 6, 8, 10, 12 мм) и когда на каждом штуцере достигается стабилизированный режим отработки скважин. Такие замеры в некоторых скважинах удается выполнить только на начальных этапах разработки месторождения.

При разработке месторождений Западной Сибири на практике распространены исследования скважин с записью на забое кривых восстановления давления методом регистрации роста уровня жидкости в остановленных скважинах. Такого вида замеры вынуждены проводить в

нефтяных скважинах, оснащенных насосными установками, и в ряде скважин с горизонтальными и искривленными стволами, из-за того что осуществить спуск забойных манометров не представляется возможным. Из-за неточности определения изменяющихся параметров плотности жидкости в стволе скважины возникают проблемы с достоверным расчетом забойных давлений в скважине.

В остановленных скважинах после глушения часто проводят исследования на приток. Забойный манометр спускают в скважину обязательно до интервала перфорации. Путем закачки воздуха в затрубное пространство и с последующим резким выпуском его на поверхность достигается понижение уровня жидкости в стволе скважины и создаются условия для притока с одновременным заполнением скважины пластовым флюидом.

Темп заполнения пластовым флюидом скважины зависит от фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Исходную информацию, по которой осуществляется расчет параметров пласта, удается получить, осуществляя замеры изменения уровня жидкости в скважине или изменения забойного давления.

Достичь наиболее точных результатов по характеристикам фильтрационно-емкостных свойств пласта призабойной и удаленной зон можно при изучении высокопроницаемых отложений нефти или газа (0,10 и более мкм ) при регистрации забойного давления в закрытой скважине с записью

КВД. Влияние ствола скважины на КВД при исследовании пластов средней

22 (0,02 - 0,10 мкм ) и особенно низкой (менее 0,020 мкм ) проницаемости

приходится учитывать, так как на начальном этапе восстановления давления

этот период искажает динамику роста давления. Это явление в зарубежной

практике гидродинамических исследований называют «айегДоуу» или

«послеприток».

Но чаще всего исследования проводятся с кратковременной обработкой.

На рисунке 1.2 схематично изображена диаграмма изменения давления в скважине, полученная при исследовании пласта с применением свабирования

(поршневания).

Проводить исследование пласта указанным способом снижения давления на забое вынуждены из-за малого периода отбора пластового флюида, когда перед остановкой скважина работала непродолжительный период времени. Время поступления притока в скважину с пластовым флюидом в таком случае аналогично времени регистрации КВД.

Ра

Г 1 9

Р - давление в скважине, я - дебит, I - время, Т- время работы скважины, в - время восстановления давления (записи КВД)

Рисунок 1.2 - Диаграммы записи КП и КВД с применением свабирования

Установившийся режим притока за короткое время работы скважины не достигается и после того, как скважину остановили, в пласте происходит процесс перераспределения давления, связанный с продолжающимся ростом воронки депрессии в скважине. Образование новой («обратной») волны давления вызвано перекрытием притока в скважину на забое пластовой жидкости. При таком виде исследования пластов забойные манометры записывают давление, являющееся суммой двух происходящих процессов перераспределения давления в пласте, то есть интерференцией.

Известный метод Хорнера (рисунок 1.3) основан на том, что после работы с постоянным дебитом скважину закрывают на исследование и фиксируют продолжающийся отбор с тем же дебитом. Этот период длится в

течение всего исследования, с фактического закрытия скважины до его окончания с постоянным дебитом.

I = Гга^-

01 Г'.

4 V о

ЛР •

т+е

©

Рисунок 1.3 - График Хорнера

Вычисление отношения разницы между забойным давлением Р3 и начальным пластовым давлением Рпл в закрытой скважине можно выразить суммой снижения давления по результатам работы скважины с дебитом +д в течение времени исследования 7+0 и с дебитом - с/ в течение времени исследования скважины 0, где Т - время отработки скважины до закрытия, 0 - время исследования с закрытием скважины (к рассматриваемому моменту времени).

Следовательно, получаем:

Р -Р

ПЛ 3

ИЛИ

+ 2,25к(Т+ <д) | 2,25£6

4 лкИ тцрг2 с 4 лкИ тц.(3г2с

Р.=РЯ- 0183^18^®

кп В

(1.3)

(1.4)

Хорнер [72] впервые предложил применять формулу (1.4) для интерпретации кривой восстановления давления, записанной после непродолжительной работы скважины. Впоследствии эта формула была

рекомендована для обработки кривых восстановления давления, регистрируемых при испытании скважин в процессе бурения испытателем пластов.

Для того чтобы рассчитать параметры пласта, применив формулу (1.4), определяется следующий порядок действий:

Фактическую КВД, записанную при проведении исследования скважины, разделяют на несколько участков, на которых фиксируют несколько точек.

Значение этих точек на кривой Р, соответствует каждой точке «г». Для

, г+е,.

каждой точки определяется величина —~ . После этого строятся на

разграфленном листе бумаги значения точек в координатах: ось ординат - Р, , , г + 0;

ось абсцисс - —~—.

Согласно формуле (1.4) точки должны наноситься под углом, образовав

*

Юг "

некоторую прямую, тангенс которой - это («наклон»), равный * -0,183-

1 Г+е-п

Эта прямая пересекает ось ординат в точке Р3 = Рпл, при этом —~— - и, что

эквивалентно 0 —► оо, т. е. время отработки скважины равно бесконечно длительному периоду восстановления давления.

Таким образом, первый параметр, получаемый при интерпретации — это начальное пластовое давление Рш.

Следующий параметр - гидропроводность пласта Ш\1 - можно определить по величине г, найденной графически.

Если имеются данные о вязкости пластового флюида и эффективной толщине пласта, то можно рассчитать проницаемость пласта по формуле

* = (1.5)

п

Запись КВД во время исследования соответствует идеальным условиям в

том случае, если скважина работает длительное время перед остановкой с постоянным дебитом а динамический уровень Н0 установившийся. При остановке скважины давление на забое регистрируется манометром (регистрируется КВД) [8, 17, 18, 23]. Такого вида диаграмма изменения давления (КВД) представлена на рисунке 1.4.

Приведенный выше вид исследования характерен для эксплуатации скважины в фонтанном режиме, когда необходимый режим работы скважины осуществляют подбором штуцера соответствующего диаметра. На месторождениях фонтанирующее число скважин ограничено, и поэтому охватить таким видом исследования большую часть скважин невозможно. Фонтанный способ эксплуатации, как правило, применяют только на начальном этапе разработки месторождения.

Затруднительно записывать КВД и в скважинах сложной конструкции, например, в горизонтальных, наклонно-направленных, с разветвленными стволами. На нефтяных месторождениях, эксплуатируемых погружными насосными установками, значения восстановления давления в скважинах фиксируются датчиками давлений, установленных на приеме насосов. В условиях отсутствия надежных и высокоточных датчиков давления, а также усложненности транспортировки забойных манометров, наблюдения за ростом уровня жидкости в трубах проводится эхолотом.

Метод записи кривой восстановления уровня при таком способе исследования называют КВУ. Информация о плотности пластовой жидкости в скважине не точна, следовательно, расчет давления на забое по данным замера уровня жидкости в трубах является весьма приближенным способом оценки записи давлений. Поэтому при такой записи КВУ получить надежный результат практически невозможно.

Диаграмма давления, представленная на рисунке 1.4, соответствует методам исследования с испытателем пластов на трубах [12].

В данном примере после создания резкого перепада давления в пласте бурильные трубы заполняются пластовой жидкостью и на забое регистрируется

кривая роста давления (кривая притока). При таком методе исследования дебит при притоке изменяется. После этого скважину на забое закрывают и начинают регистрировать кривую восстановления давления.

Р - давление в скважине, ц - дебит, I - время, Г - время работы скважины, в - время

восстановления давления (записи КВД)

Рисунок 1.4 - Диаграммы КП и КВД, получаемые при применении ИПТ

Далее показан еще один вид исследований пластов (диаграмма изменения давления которого представлена на рисунке 1.5), в последние годы такой вид исследования стал популярным в нефтепромысловом деле.

Принцип данного вида исследования скважин заключается в следующем: в затрубное пространство закачивают воздух, а жидкость при этом через насосно-компрессорные трубы (НКТ) вытесняется на поверхность. При этом уровень в скважине снижается до определенной отметки (например, на 600 -800 метров), а сжатый воздух из скважины выпускается. В результате этого пластовая жидкость заново начинает поступать в скважину. При дальнейшем притоке жидкости из пласта глубинным манометром фиксируется рост давления, связанный с повышением столба жидкости в трубах. Интенсивность роста давления в скважине отражают фильтрационно-емкостные свойства пласта.

Ра

Т = 0 <1 = УЭГ

t

Р - давление в скважине, ц - дебит, I - время, Г - время работы скважины, в - время поступления притока в скважину (запись КП)

Рисунок 1.5 - Диаграмма записи КП при закачке воздуха в скважину

Иногда описанный выше подход к исследованию пластов называют методом КВД, записываемым при компрессировании. Если повышение уровня в трубах отбивается эхолотом без спуска манометра в скважину, то такой вид ГДИ называют КВУ.

Поступление в скважину пластовой жидкости после создания резкого изменения давления в пласте (созданием скачка депрессии) чаще всего рассматривают как исследование скважины с записью кривой восстановления давления, но это ошибочно. Можно предположить, что такой подход к проведению исследования не что иное, как метод восстановление давления в скважине. Но правильнее под методом КВД понимать процесс записи забойного давления в закрытой скважине, когда приток в скважину из пласта не поступает после длительной или кратковременной отработки скважины до момента проведения исследования.

Исследование скважин с применением испытателей пластов на трубах принято считать процессом:

- накопления пластовой жидкости в трубах после того, как скважина запущена в работу - процессом притока (рисунок 1.4), в некоторых случаях

этот процесс можно считать восстановлением давления;

- восстановления давления, только в том случае, если после закрытия клапанов на забое создан режим изменения давления и приостановлен процесс поступления жидкости в трубы из пласта.

Поэтому метод гидродинамических исследований, который показан на схеме (рисунок 1.5), больше относится к процессу регистрации кривой притока, чем к записи кривой восстановления давления. При таких условиях поступления пластовой жидкости в трубы данный процесс более соответствует притоку при работе с ИПТ.

1.3 Влияние емкости ствола скважины при применении эталонных графиков КВД

КВД на начальном этапе сильно искажается под влиянием емкости ствола скважины. Учет емкости ствола скважины проводится на основе эталонных кривых.

Были известны разработанные методы совмещения типовых кривых (палеток) с полученными фактическими кривыми. Метод состоит в построении диаграмм изменений давлений в логарифмических шкалах и совмещении этих диаграмм с типовыми кривыми, построенными в безразмерных координатах, и поиском совпадения с аналогичной кривой.

Зарубежные ученые Мэттьюз и Рассел в 1965 году [75, 76] привели вывод дифференциального уравнения фильтрации жидкости в пласте. Условиями решения этого уравнения были: однородный и изотропный пласт, фильтрация однофазного флюида, независимость вязкости, емкости, проницаемости от давления и применимость закона Дарси. То есть, с учётом всех граничных условий, дифференциальное уравнение фильтрации являлось линейным, решения для такого вида уравнения были известны. Поэтому была возможность получить аналитическое решение (в виде функций безразмерного давления и времени).

Если эти условия не выполняются, то решение дифференциального уравнения требует замены нелинейной формой и решения с использованием численного моделирования пласта.

В 1970-е годы началось формирование нового направления в гидродинамике пласта, связанное с созданием типовых кривых - эталонных графиков [56]. Типовые кривые (эталонные кривые) - это графическое представление давления как функции времени. Они вычисляются на основе аналитических моделей и выражены в безразмерных координатах.

Существует несколько видов типовых кривых, которые используются для анализа данных гидродинамических исследований скважин.

Впервые такие кривые были получены Рамеем и Агарволом - Рб = Г Сб) [80] - рисунок 1.6.

10

о

и

г

ю

од

0,01

Сб =0

Сб = 100/ у/Сб = 1С 00/

/с / 1 « ► =10000/^ у/: б = 100000

10'

10

10°

10

о

10'

Рисунок 1.6 - Графики эталонных кривых восстановления давления

В основе метода типовых кривых лежит прямолинейная зависимость между размерными и безразмерными величинами и свойство логарифма:

Р6 Р-Ао%Рб = 1о§(ДР) + 1оё

дВ/и

г2 7Г-ккл

цВ/л

(1-6)

16 _ 2к-кк

С6 М-■ с с

V

г

у

(2к-кЬ^

/1-С

(1.7)

в ;

Для решения данной задачи задаем начальные условия и решаем уравнения в безразмерных параметрах:

С Г, —

2 кт}г(3г~

- безразмерная емкость скважины;

*б

И

- безразмерный показатель времени испытания.

(1.8)

(1.9)

Грингартен предложил построение графиков эталонных кривых в координатах Рб от для различных значений параметра Сбехр(25)-

рисунок 1.7 [66], где Рб представлено в виде:

Р = Р гб гб

Ц- ,Сб ехр(25)

Л

(1.10)

100 с

ю

0.1

0.01

0.01

0.1

10

100

1000 10000 100000

Рисунок 1.7 - Теоретические кривые давления

Каждая кривая соответствует определенному значению параметра Сб ехр(2$). Параметр Сб ехр(25') характеризует состояние призабойной зоны пласта и емкости скважины: чем хуже состояние призабойной зоны пласта, тем больше значение параметра Сб ехр(25') и тем выше расположена типовая кривая на графике.

Поскольку в период доминирования влияния ствола скважины Р6 -все эталонные кривые будут в этот период представлять собой линии единичного наклона, равного 45°.

В последующем Грингартен нанес на график эталонных кривых давления также графики производных давления, по которым легче выполнять диагностику пласта (рисунок 1.8).

Сбехр(25) ¡5о

-Ю15

1000

Рисунок 1.8 - Кривые Грингартена

Таким образом, типовые кривые Грингартена - это набор кривых -зависимостей давления Рб от 1в!С{, в билогарифмических координатах при

следующих условиях:

• добыча при постоянном дебите;

• однородный коллектор;

• однофазная, незначительно сжимаемая жидкость;

• малый скин-эффект;

• постоянный коэффициент накопления - емкостный фактор.

1.4 Эталонные графики притока

Впервые типовые кривые притока получены Кохлассом [74], кривые построены в полулогарифмических и логарифмических координатах для анализа данных с применением ИПТ при условии, что поток не достигает поверхности.

Типовые кривые также применимы для анализа испытаний в истощенных пластах. Испытание с подливом с созданием скачка репрессии (закачкой в пласт) или создание скачка депрессии путем понижения уровня включают в себя мгновенное изменение давления в скважине и замер изменения давления во времени. Эти изменения давления создаются либо понижением уровня, либо закачкой воды в пласт. Испытание с подливом (закачкой в пласт) является наиболее подходящим для скважин, в которых поток пластовых флюидов не достигает поверхности. ИПТ с коротким периодом притока схожи и могут быть смоделированы как испытания с закачкой. Типовые кривые, представленные на рисунках 1.9 - 1.11, являются решениями уравнения диффузии, описывающими поведение давления в скважине с ростом уровня жидкости в стволе скважины во время испытания. Повышение уровня жидкости от накопления жидкости в стволе скважины при мгновенном изменении давления, при создании скачка депрессии на пласт.

Типовые кривые представлены в виде функции отношения безразмерного давления Рб и безразмерного времени ^ / Сб. Пунктиром на графиках показаны кривые, соответствующие производным давления.

Рисунок 1.9 - Типовые кривые в полулогарифмических координатах

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сычева, Ольга Викторовна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Анализ применения ГДИС-технологий в информационном обеспечении проектирования разработки / С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников, A.B. Свалов, Ю.М. Штейнберг, А.Г. Дяченко, A.C. Вольпин // Нефтяное хозяйство. - 2002. -№10.-с. 61-65.

2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.

3. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984. - 269 с.

4. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований / А.И. Шешуков, В.Н. Федоров, В.М. Мешков // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №5. - с. 64-67.

5. Гидродинамические и термометрические исследования в горизонтальных скважинах / Е.В. Лозин, В.П. Шушарин, И.Р. Баширов, Ю.В. Лукьянов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №2. - с. 86-88.

6. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов / С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников, A.B. Свалов // Нефтяное хозяйство. - 2000. -№12.-с. 8-10.

7. Гидродинамические исследования скважин с использованием современных глубинных приборов / Е.В. Лозин, В.П. Шушарин, И.Р. Баширов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №11. - с. 78-80.

8. Гречин Е.Г., Емельянов П.В. Бурение наклонно-направленных скважин: Учебное пособие. - Тюмень: Тюменкий инустриальный институт, 1990. - 76 с.

9. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. - М.: Грааль, 2000. - 43 с.

10. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. - М.: Недра, 1974. - 224 с.

П.Карнаухов М.Л., Казанцев П.Ю., Николаиди И.К., Пьянкова Е.М. Определение скин-эффекта по данным замера продуктивности скважины до и

после ГРП // Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Инновации и эффективность производства» - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук» - 2006. - С. 133-136.

12. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. - М.: Недра, 1991. - 204 с.

13. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. - М: «Недра», 1991. - 208 с.

14. Карнаухов М.Л. Исследование работы скважин оборудованных УЭЦН / М.Л. Карнаухов, И.А. Ковалев, Е.Е. Евстрахина // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Большая нефть XXI века». -Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2006. - с. 126-135.

15. Карнаухов М.Л. Совершенствование методов гидропрослушивания скважин на основе решения уравнения диффузии / М.Л. Карнаухов, Е.М. Волкова, А.П. Токарев, Е.Е. Евстрахина // Новые методы и технологии разработки месторождений газа и нефти Крайнего Севера: Сб. научн. тр. Вып. 3. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. - с. 25-30.

16. Карнаухов М.Л. Совершенствование методов гидропрослушивания скважин на основе решения уравнения диффузии / М.Л. Карнаухов, Е.М. Волкова, А.П. Токарев, Е.Е. Евстрахина // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. - (Материалы международной академической конференции, проходившей в г. Тюмени 11-13 октября 2006 года). - Тюмень. - 2006.- с. 241-243.

17. Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин. - М: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. - 376 с.

18. Карнаухов М.Л., Сидоров А.Г., Пьянкова Е.М., Николаиди М.К. Диагностика кривых давления, получаемых при исследовании скважин, и определении возможности оценки характеристик пластов с применением различных моделей фильтрации // Труды Международной научно-

технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе». - Тюмень: Изд-во Слово. - 2003. - С. 198-201.

19. Ковалев B.C., Сазонов Б.Ф. и др. Опыт компьютерного моделирования разработки нефтяных залежей Гипровостокнефти // Материалы совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения». Альметьевск, сентябрь 1995. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -37 с.

20. Кульпин Д.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. - М.: Недра, 1974. - 200 с.

21. Мищенко И.Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева, А.И. Ермолаев. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 448 с.

22. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.

23. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / И.М. Муравьев, P.C. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, Г.Л. Говорова, В.Т. Полозков. - М: «Недра», 1970. - 448 с.

24. Новые возможности мониторинга разработки месторождений углеводородов / А.Н. Шандрыгин, В.В. Тертычный, М.Т. Нух.... // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №2. - с. 66-69.

25. Обзор современных автономных глубинных манометров, используемых при исследованиях скважин / A.C. Вольпин, А.К. Пономарев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №12. - с. 57-59.

26. Обоснование оптимального числа скважин для проведения гидродинамических исследований / A.B. Давыдов, О.В. Куренков // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №3. - с. 56-57.

27. Повышение эффективности разработки месторождений при

современной организации гидродинамических исследований скважин / М.Д. Батырбаев, В.В. Лавров // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №10. - с. 82-85.

28. Применение комплексного подхода к контролю разработки средствами гидродинамических исследований скважин в ООО «PH-Юганскнефтегаз» / B.C. Комаров, C.B. Валеев, Т.М. Мухаметзянов // Нефтяное хозяйство. - 2007. -№11.-с. 42-45.

29. Пьянкова Е.М., Николаиди И.К. Шаламов М.А., Буйнов Е.С. Анализ результатов гидродинамического исследования скважин Кальчинского месторождения // Труды каф. РЭГГМ ТюмГНГУ «Современные методы изучения пластов и скважин при решении задач разработки газовых и нефтяных месторождений». ТюмГНГУ. - 2004. - Вып 1. - С. 96-107.

30. Рациональный подход к проведению гидродинамических исследований скважин / К.Б. Королев, Т.Н. Силкина, A.A. Воронков, A.A. Слабецкий, B.C. Комаров // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №12. - с. 74-76.

31. Роль новых технологий в системе гидродинамических исследований компании «Сибнефть» / И.Р. Дияшев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, В.А. Мажар, Д.Н. Гуляев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №12. - с. 42-45.

32. Современная организация гидродинамических и диагностических исследований скважин /В.В. Лавров // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №3. - с. 118-121.

33. Современные задачи научного обеспечения эффективной разработки нефтяных месторождений / М.Р. Садыков, Н.Е. Павлов, М.Ф. Печеркин, K.M. Федоров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №11. - с. 28-31.

34. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин / Л.Г. Кульпин, Г.В. Бочаров // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №10. - с. 60-62.

35. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Д.Н. Гуляев // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №5. -с. 52-57.

36. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России / С.Г. Вольпин // Нефтяное хозяйство. -2003. - №6.-с. 66-68.

37. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России/ С.Г. Вольпин, В.В. Лавров //Нефтяное хозяйство. - 2003. - №6. - с.68.

38. Состояние и проблемы гидродинамических исследований / И.Д. Умрихин, Н.И. Днепровская, Ю.М. Смирнов // Нефтяное хозяйство. - 1993. -№3. - с. 55-57.

39. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под. ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, - 1983. -250 с.

40. Сычева О.В. Совершенствование методов испытания наклонно-направленных скважин испытателями пластов / О.В. Сычева, У.М. Карнаухова, М.Л. Карнаухов // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2011. - № 10. - С. 46-49.

41. Сычева О.В. Применение методов ГДИ при мгновенном пуске скважин в работу / О.В. Сычева, У.М. Карнаухова, М.Л. Карнаухов // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2011. - № 12. - С. 44-45.

42. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963.-369 с.

43. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. - Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. - 286 с.

44. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений притока // Нефт. хоз-во. - 1964.-№3.-С. 36-40.

45. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.: Гостоптехиздат, 1960. — 319 с.

46. Чивилева О.В. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин в процессе разработки нефтяных месторождений/ О.В. Чивилева, Е.М. Пьянкова, O.A. Хмара // Сборник

трудов кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» (Тюмень, 2007г.). - Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. - С. 18-27.

47. Чивилева О.В. Особенности исследования газоконденсатных скважин / О.В. Чивилева, M.JI. Карнаухов, С.С. Танасов // Сборник трудов кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» (Тюмень, 2007г.). - Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. - С. 49-55.

48. Чивилева О.В. Определение характера насыщения пластов-коллекторов и типа месторождений на основе гидродинамических исследований и изучения пластовых проб / О.В. Чивилева, И.И. Кущ // Сборник трудов кафедры «РЭГМ» (Тюмень, 2007г.). - Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. - С. 118-124.

49. Чивилева О.В. Применение испытателей пластов на трубах в наклонно-направленных скважинах / О.В. Чивилева, А.В. Северухин, Е.И. Краснова // Тез. докладов 62-ой Студенческой научной конференции - Москва: РГУ имени И.М. Губкина, 2008. - С. 201-203.

50. Чивилева О.В. Pressure-build-up curves recorder in the process of cavernous-fractured reservoirs study / О.В. Чивилева, И.А. Синцов, Д.И. Басаев // Тез. докладов 62-ой Студенческой научной конференции - Москва: РГУ имени И.М. Губкина, 2008. - С. 204.

51. Чивилева О.В. Совершенствование методов исследования скважин / О.В. Чивилева, В.М. Арсланов // Тез. докладов 63-ой Студенческой научной конференции -Москва: РГУ имени И.М. Губкина, 2009. - С. 189-201.

52. Чивилева О.В. Определение продуктивности скважин с учётом изменения свойств коллекторов / О.В. Чивилева, Е.М. Пьянкова // Сборник трудов SPE International (Тюмень, 20 апреля 2009г.). - Тюмень, 2009. - С. 289-291.

53. Чивилева О.В. Гидродинамические исследования двуствольных горизонтальных скважин / О.В. Чивилева, JI.M. Гапонова, И.А. Синцов // Сборник тезисов VII Международного молодежного нефтегазового форума. -Алматы: КазНТУ, 2010. - С. 66-68.

54. Чивилева О.В. Определение характера насыщения пластов-коллекторов и типа месторождений на основе гидродинамических исследований и изучения пластовых проб / О.В. Чивилева, Т.А. Абрамов, О.А. Хмара // Проблемы геологии и освоения недр: XIV Международный научный симпозиум студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова -

Томск, 2010.-С. 35-37.

55. Шагиев Р. Г. Исследования скважин по KB Д. - М.: Наука, 1998. -304 с.

56. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept. 1979.-P. 279-290.

57. Ammann C.B. Case Histories of Analysis of Characteristics of Reservoir Rock from Drill-Stem Test. // J. Petrol. Technol., May I960.- No 5 .- P. 27-56.

58. Anraku Т., and Home, R.N. Discrimination Between Reservoir Models in Well Test Analysis. // SPE Formation Evaluation, June, 1995. - P. 114-121.

59. Barua J., Home R.N., Greenstadt J.L., Lopez L. Improved Estimation Algorithms for Automated Type Curve Analysis of Well Tests. // SPE Formation Evaluation, (March 1988). - P. 186-196.

60. Black W,M. A Review of Drill-Stem Testing 'Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. - P. 21-50.

61. Carslow H.S. and Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solids // 2 edition- at the Clarendon Press , Oxford, London, 1959. - 542 p.

62. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967.-No5.- p. 265-269.

63. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2 - 4, 1986. - P. 443-461.

64. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5, 1977. - 256 p.

65. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Type Curves // JPT, June, 1980.-P. 1065-1077.

66. Gerard, M.G., and Home, R.N. Effects of External Boundaries on the Recognition and Procedure for Location of Reservoir Pinchout Boundaries by

Pressure Transient Analysis, Soc. Pet. Eng. J., (June 1985). - P. 427-436.

67. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986). - P. 217-226.

68. Hegeman P.S. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage // SPEFE., Sept. 1993. - P. 201-207.

69. Home R.N. Advances in Computer-Aided Well Test Interpretation, J. Petroleum Tech., (July 1994), - P. 599-606.

70. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1995. - 257 p.

71. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, 2000. - 257 p.

72. Homer D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proc. Third World Pet. Cong., Seertr., E.J.Brill, Leiden, Holland, 1951 , v.II. - 505 p.

73. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986.-P. 342-354.

74. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing Pressures Measured During Drill Stem Test Flow Periods//J. Pet. Tech. Oct. 1972.-P. 1278-1282.

75. Matthews C.S. and Russel D.G. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells: Monograph Series, Society of Petroleum Engineers, Dallas, 1967- 172 p.

76. Matthews C.S., Brons F., Hazebroek P. A Method for the Determination of Average Pressure in a Boundet Reservoir. Trans. AIME. 1954. - P. 182-191.

77. McKinley R.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data // J. Pet. Tech., July, 1971. - P. 863-872.

78. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period // J.P.T., 1982.

79. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970. - Jan. - P. 97-104; Trans AIME. 249.

80. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influenced by

Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972. - P. 453-462.

81. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971. - Dec. v.2. - P. 1495-1505.

82. Rogers E.J. and Economides M.J. The Skin due to Slant of Deviated Wells in Permeability-Anistropic Reservoirs // Paper SPE 37068, 1996.

83. Rosa A.J. and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, March , 1996. - P. 341-346.

84. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991. - P. 625-632.

85. Streltsova T. Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988. - 230 p.

86. Theis C.V. The Relationship Between the Lowering of Piesometric. Surface and Rate and Duration of Discharge of Wells Using Ground-Water Storage // Trans., AGU. 1955. v-II.-519p.

87. Van-Everdingen A.F., Hurst W. The Application of the Laplace Tranformation to Flow Problems in Reservoirs., Trans. AIME, 1949, v. 186. - P. 305-324.

88. Wattenberger R.A., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Finite Difference Treatment // SPEJ, Sept. 1979.-P. 291-297.