Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 [ 13 ] 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71

Рис. 2.3. Четыре стадии неустановившегося течения жидкости в окрестности вертикальной трещины гидроразрыва.

Фильтрация; а - линейная в трещине, б - билинейная, в - линейная в пласте, г -псевдорадиальная

В пластах с низкой и сверхнизкой проницаемостью продолжительность периодов неустановившейся фильтрации значительно выше, чем в более проницаемых пластах. Поэтому методы определения коэффициента продуктивности скважин по индикаторным кривым при стационарном режиме отбора жидкости могут использоваться лишь для высоко- и среднепроницаемых пластов. Внедрение гидроразрыва пластов с низкой и сверхнизкой проницаемостью сделало необходимым введение и использование методов расчета коэффициентов продуктивности по данным неустановившегося притока. В работе [181] предложена методика определения коэффициентов продуктивности для скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва, расположенной в центре замкнутого прямоугольного элемента пласта. При фиксированных соотношениях длин сторон элемента пласта построены графики

расчетных зависимостей безразмерного перепада давления на скважине от времени для заданных значений безразмерной проводимости трещины и отношения полудлины трещины к длине расчетного элемента. Коэффициент продуктивности определяют для нужного момента времени, исходя из рассчитанного безразмерного перепада давления. В [181] рассматривается однофазная фильтрация нефти, поэтому получаемые коэффициенты продуктивности могут использоваться только при давлениях выше давления насыщения. Для оценки дебита скважин при забойном давлении ниже давления насыщения, когда имеет место двухфазная фильтрация нефти и газа, используются специальные корреляционные зависимости [241]. В работе M.J. Economides, K.G. Nolte [137] представлена пошаговая процедура построения коэффициентов продуктивности при неустановившейся фильтрации нефти и газа к скважине с трещиной гидроразрыва с учетом зависимостей [241].

Методике использования кривых восстановления давления для идентификации параметров пласта и трещины посвящены работы [120, 122, 137, 138, 145, 151, 161, 163, 210, 214]. Фактические данные об изменении давления и дебита в графическом виде (обычно в логарифмических координатах) сопоставляются с результатами расчетов. В [118] эта задача решается с учетом зависимости проницаемости пласта и проводимости трещины от давления.

D. Malekzadeh, F.U. Khan, J.J. Day [172] для определения параметров пласта и трещины предлагают использовать решение задачи о вертикальной, бесконечно проводящей трещине в замкнутом пласте [152] и в качестве определяющего параметра выбрать не проводимость трещины, как в [126, 128], а ее эффективную длину, учитывая при этом скин-эффект, загрязнение пласта вокруг трещины и т.д. D. Tiab [234] на основе этого же аналитического решения предложил новую методику определения скин-фактора, проницаемости пласта и полудлины трещины без подгонки графических зависимостей давления от времени по промысловым данным. Для расчетов им используются некоторые характерные точки на экспериментальных графиках зависимостей безразмерного давления р и произведения -p t от безразмерного времени t

в логарифмических координатах.

В некоторых случаях не удается решить задачу идентификации параметров пласта и трещины в рамках модели однородного пла-

ста, так как вид реальных зависимостей давления от времени оказывается отличным от теоретического. Один из способов решения задачи предложен R.A. Beier [113], им получены соответствующие зависимости для различных периодов фильтрации в рамках модели пласта, имеющего фрактальную структуру. Пористость и проницаемость фрактальной сети определяются выражениями;

ф(г) фо (г/Ьо)"2"1, k{r) ko {rLo)-df(2/ds

Здесь r - расстояние от забоя скважины, Z0 - масштаб длины, и df - параметры сети. В частности, для однородного двумерного пласта ds = df = 2. Для пласта, имеющего фрактальную структуру, давление на контуре бесконечно проводящей трещины изменяется в зависимости от времени по степенному закону; для периода линейной фильтрации p ~ ti-(ds2)(1-1df), при псевдорадиальной фильтрации p ~ t"ds2.

Аналитические зависимости, используемые для идентификации параметров пласта и трещины, получены с учетом различных упрощающих предположений, поэтому R.G. Agarwal, R.D. Carter, C.B. Pollock [106, 107], W.J. Lee, S.A. Holditch [170] предлагают решать эту задачу путем численного моделирования. Рассматривается двумерная однофазная фильтрация реального газа. В результате конечно-разностной аппроксимации задача определения поля давлений на каждом временном слое сводится к системе линейных уравнений, которая решается прямым или итерационным методом. Трещина моделируется ячейками небольшой ширины высокой проницаемости и пористости. В окрестности скважины, концов трещины, а также вдоль трещины в направлении, нормальном к ее оси, используются мелкие расчетные ячейки. Сопоставляя промысловые данные о поведении давления с графиками [107] либо с численным решением задачи о притоке жидкости из скважины с трещиной при работе скважины на излив и при воспроизведении истории [170], определяют длину и проводимость трещины, а также проницаемость коллектора. Учитывая, что промысловые данные обычно допускают неединственную интерпретацию, предпочтительно использовать данные о проницаемости пласта, определенные другим независимым методом. Проведенный в [170] анализ промысловой информации показал, что в большинстве случаев рассчитанная после гидроразрыва длина