Комплексная интерпретация экспериментальных данных гидродинамических исследований на неустановившемся режиме фильтрации

С возникновения технологии испытания скважин в 1930-х гг. анализ и интерпретация данных, полученных в результате испытаний, были значительно развиты. К настоящему времени разработана унифицированная методология, с помощью которой можно получить максимум информации на основании данных неустановившегося режима. Исходными данными, получаемыми в результате исследования, являются изменения давления ∆Рс — ƒ(t).
В зарубежных фирмах широко используется метод Хорнера [7], учитывающий краткий период времени работы скважины на псевдоустановившемся режиме и графически выраженный в виде формулы ∆Р(t) — ƒ(Lnt/T + t).
Дальнейшее развитие этого метода привело к решению Р. Агарвала и др. [6]. Заключалось оно в построение графика в двойном логарифмическом масштабе с двумя наборами данных от изменения времеми. Один представляет собой ∆Р, второй — градиент или производную кривой на графике Хорнера. Далее они усовершенствовали метод, приведя ∆Р и t к безразмерным величинам.
Основным преимуществом билогарифмического масштаба заключается в том, что для пластов с различной проницаемостью, пористостью, мощностью, но сходных по строению, модели откликов на этом графике будут сходны.
В качестве примера приведем результаты исследования скв. 410, в которой пласт Ю1 вскрыт в интервале перфорации 2469–2487 м, фонтанирует нефтью.

Рис. 1. График в двойном логарифмическом масштабе
На рис. 1 показан график в двойном логарифмическом масштабе по Агарвалу и в безразмерных величинах. Сплошной линией обозначено изменение безразмерного давления, пунктирной — очищенная методом наименьших квадратов от разброса производная от ∆P. Прямые с единичным и нулевым уклоном, ха¬рактеризуют соответственно влияния флюида в стволе скважины и радиальное течение. Из графика по диагностическим признакам выбирается модель течения и форму границ. По линиям с единичным и нулевым наклоном оцениваются влияние ствола и гидродинамические параметры: гидропроводность (ε), пьезопроводность, скинфактор, расстояние до границы.

Рис. 2. Изменение гидропроводности по радиусу движения фронта восстановления давления
График можно разбить на несколько режимов. Первый характеризует влияние флюида в скважине, при этом кривые давления и производной накладываются. По мере уменьшения влияния флюида в стволе скважины давление начинает расти, но медленными темпами. Кривая производной уходит вниз и становится горизонтальной линией. Так как режим радиального течения на графике Хорнера представлен прямой линией, ее производная в двойном логарифмическом масштабе является горизонтальной прямой. Последний режим на графике в двойном логарифмическом масштабе объясняется достижением возмущения давления границ пласта или границ области дренирования. Существует каталог откликов из¬менения производной давления от геометрических параметров различных границ.
Сравнение полученных результатов при обработке гидродинамических исследований разными методами:

Лаборатория гидродинамических исследований скважин ТФ СНИИГГиМСа под руководством В. Е. Пешкова применяет итерационное решение для фильтрации многофазной жидкости на стационарном и неустановившемся режимах. В основе этого решения заложены уравнения, выведенные Е. Б. Чекалюком и др. Решение представлено в виде программного алгоритма, где путем циклического подбора находится удовлетворяющее решение в пределах математической модели радиальной фильтрации флюида.
По тем же результатам исследования скв. 410 авторами проведено сравнение получаемых гидродинамических параметров по графику Агарвала и по томской методике (рис. 2, см. таблицу).
На рис.2 показан кластерный график справа налево по мере удаления радиуса влияния вос¬становления давления, приведены значения гидропроводности, что позволяет увидеть радиус изменений фильтрационно-емкостных свойств пласта. Таким образом, получаем не только количественную характеристику изменения ФЕС призабойной зоны (скин, гидродинамическое несовершенство), но и пространственную, что значительно облегчает принятие решения при выборе ГТМ.
Применение для анализа приведенных выше методик в комплексе позволяет повысить информативность интерпретации данных и вводит дополнительную степень контроля над получаемыми результатами.
ЛИТЕРАТУРА
1. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. -М.: Недра, 1973. — 246 с.
2. Кульпин Л. Г., Басович И. Б., Капцанов Б. С. Методические основы и принципы построения методического обеспечения комплексной обработки результатов гидродинамических исследований скважин на ЭВМ // Проблемы освоения морских нефтяных и газовых месторождений. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990.
3. Пешков В. Е. и др. Технико-экономическое обоснование новой научной концепции совершенствования технологий развития малых нефтяных месторождений // Сб. науч. тр. / ТО СНИИГГиМС. — Новосибирск, 1997. — С.142–185
4. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 369 с.
5. Щелкачев В. Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография. В 2 ч. — М.: Нефть и газ, 1995. — Ч. 1. — 586 с.; Ч. 2. — 495 с.
6. Agarwal R. G., Al-Hussainy, Ramey H. J. An Investigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I Analytical Treatment.
7. Horner D. R. Preccure build-up in wells. Proc.Thipd Word Petroleum Gongress. The Hague, 1951.