Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин. 2003 год
Подождите немного. Документ загружается.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
1
© 2003 YUKOS EP, All Rights Reserved
Центр
Центр
профессиональной
профессиональной
переподготовки специалистов
переподготовки специалистов
нефтегазового дела
нефтегазового дела
2003
2003
© 2003 YUKOS EP, All Rights Reserved
Мангазеев Павел Владимирович, к.т.н.
Панков Михаил Викторович, к.ф-м.н.
Кулагина Татьяна Евгеньевна, MSc Petroleum Engineering
Камартдинов Марат Рамисович
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
2
© 2003 YUKOS EP, All Rights Reserved
Сп и сок ли т ер ат у р ы
1. Horne R. N. Modern Well Test Analysis // Petroway, Inc., Palo
Alto. 1995.
2. Earlougher R.S. Advances in well test analysis // Monogr. Ser.
Soc. Petrol. Eng. Dallas. Vol. 5. 1977.
3. Bourdarot G. Well Testing: Interpretation Methods. 1998.
4. Юсупов К.С., Мишарин В.А. Практическое руководство по
гидродинамическим методам исследования скважин и
пластов, СибНИИНП, Тюмень, 1992.
5. Шагиев Р.Г. Исследования скважин по КВД. – М.: Наука,
1998.
© 2003 YUKOS EP, All Rights Reserved
Сп и сок ли т ер ат у р ы
6. РД 39-100-91 Методическое руководство по
гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-
химическим методам контроля разработки нефтяных
месторождений // ВНИИнефть, ВНИИНПГ,
ВНИПИТермнефть, АзНИПИнефть и др.–М.,1991.
7. РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных
технологических документов на разработку нефтяных и
газонефтяных месторождений. М: ОАО “ВНИИнефть
им.академика А.П.Крылова”, 1996.
8. РД 153-39.0-109-01 Методические указания по
комплексированию и этапности выполнения геофизических,
гидродинамических и геохимических исследований нефтяных
и нефтегазовых месторождений // –М., 2002.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
3
© 2003 YUKOS EP, All Rights Reserved
Программное обеспечение
PANSystem
PANSystem
Edinburgh Petroleum Services
http://www.e-petroleumservices.com
Saphir
Saphir
Kappa Engineering
http://www.kappaeng.com
© 2003 YUKOS EP, All Rights Reserved
Программное обеспечение
F.A.S.T.
F.A.S.T.
Fekete Associates Inc.
http://www.fekete.com
PIE
PIE
Well Test Solutions Ltd.
http://welltestsolutions.com
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
5
Условные
обозначения
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
6
Обозначение Описание Единицы
измерения
p
давление
атм
p
ws
забойное давление, измеряемое в
остановленной (не работающей) скважине
атм
p
wf
забойное давление, замеренное в
работающей скважине
атм
p
i
начальное пластовое давление
атм
p
wf
(∆t=0)
забойное давление, замеренное в момент
остановки скважины
атм
p
e
давление на границе пласта (на расстоянии r
e
от скважины)
атм
p
w
забойное давление
атм
∆p
s
дополнительный перепад давлений
вследствие загрязнения призабойной зоны
пласта
атм
p
t=1
отрезок, отсекаемый прямолинейным
(экстраполированным) участком на
полулогарифмическом графике при t = 1
атм
р
давление
атм
р
0
ордината точки пересечения прямой линии с
осью ординат на различных графиках
атм
р*
экстраполированное давление на графике в
полулогарифмических координатах
атм
среднее давление в зоне дренирования на
момент закрытия скважины
атм
m
ln
наклон прямолинейного участка на графике
зависимости забойного давления p
wf
от
натурального логарифма времени ln t
атм/лог.цикл
m
log
наклон прямолинейного участка на графике
зависимости забойного давления p
wf
от
десятичного логарифма времени log t
атм/лог.цикл
c
cжимаемость флюида в стволе скважины
атм-1
c
w
сжимаемость воды
атм
-1
c
o
сжимаемость нефти
атм
-1
c
g
сжимаемость газа
атм
-1
c
f
сжимаемость породы
атм
-1
P
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
7
Обозначение Описание Единицы
измерения
c
t
общая сжимаемость системы
атм
-1
ψ
псевдодавление
атм
2
/спз
D
коэффициент, характеризующий отклонение
от закона Дарси
(м
3
/сут)
-1
e
эксцентриситет скважины в канале
безразмерн.
σ
величина, характеризующая смещение
скважины относительно оси симметрии
канала
безразмерн.
m
l
наклон прямолинейного участка кривой на
графике в координатах [корень из времени,
давление]
безразмерн.
C
A
фактор формы Dietz
безразмерн.
t
pDA
безразмерное время работы скважины,
индекс A означает, что в формуле вместо r
2
подставляется площадь зоны дренирования
безразмерн.
р
D MBH
корректировка в методе MBH для
нахождения среднего давления
безразмерн.
S
скин-фактор
безразмерн.
S
a
совокупный скин-фактор, определяемый по
данным ГДИС
безразмерн.
S
d
остаточный скин-фактор – загрязнение
призабойной зоны пласта
безразмерн.
S
p
псевдоскин-фактор – несовершенство
вскрытия
безразмерн.
S
tr
истинный скин-фактор
безразмерн.
S
swp
скин-фактор, учитывающий отклонение
скважины от вертикали
безразмерн.
р
D
безразмерное давление
безразмерн.
t
D
безразмерное время
безразмерн.
C
D
безразмерный коэффициент ВСС
безразмерн.
r
D
безразмерное расстояние
безразмерн.
ρ
плотность флюида
кг/м
3
L
длина
м
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
8
Обозначение Описание Единицы
измерения
r
расстояние от скважины до произвольной
точки в пласте
м
r
w
радиус скважины
м
r
e
расстояние от скважины до границ пласта
м
h
продуктивная толщина пласта
м
r
inv
радиус исследований
м
r
s
радиус зоны с ухудшенными
фильтрационными характеристиками вокруг
скважины
м
h
p
интервал перфорации
м
h
s
высота элемента симметрии
м
r
w,eff
эффективный радиус скважины
м
x
f
полудлина трещины ГРП
м
∆h
изменение уровня флюида в стволе
скважины
м
d
расстояние до границы
м
l
ширина канала
м
b
коэффициент вскрытия пласта
м/м
A
площадь зоны дренирования
м
2
g
ускорение свободного падения
м
2
/сек
Q
накопленная добыча на скважине
м
3
V, V
w
объем флюида в стволе скважины
м
3
C
s
коэффициент эффекта влияния объема
ствола скважины на перераспределение
забойного давления (коэффициент ВСС)
м
3
/атм
V
u
объем ствола скважины, приходящийся на
единицу длины
м
3
/м
B
объемный коэффициент флюида
м
3
/м
3
B
w
объемный коэффициент воды
м
3
/м
3
B
о
объемный коэффициент нефти
м
3
/м
3
q
дебит скважины в пластовых условиях
м
3
/сут
q
s
дебит скважины в стандартных условиях
м
3
/сут
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
9
Обозначение Описание Единицы
измерения
q
стаб
стабилизировавшийся дебит перед
остановкой скважины
м
3
/сут
φ
пористость
φ
m
пористость матрицы
φ
f
пористость трещин
k
проницаемость
мД
k
s
проницаемость в призабойной зоне пласта
мД
k
m
проницаемость матрицы (первичная
пористость)
мД
k
f
проницаемость трещин (вторичная
пористость)
мД
η
коэффициент пьезопроводности
мД*атм/спз
T
температура
о
С
µ
вязкость
спз
t
p
время работы скважины перед ее закрытием
для снятия КВД
час
∆t
время, отсчитываемое при снятии КВД от
момента остановки скважины
час
t
pe
эквивалентное время работы скважины
час
Dt
e
эквивалентное время Агарвала
час
t
p
время работы скважины до ее остановки
час
t
i
время пересечения двух прямых линий на
графике в полулогарифмических
координатах
час
t
r
время, когда данные давления начинают
отклоняться от прямой линии на графике в
полулогарифмических координатах
час
t
x
время пересечения двух прямых линии на
графике в координатах [корень из времени,
давление]
час
S
o
насыщенность нефти
S
w
насыщенность воды
S
g
насыщенность газа
Sn(∆t)
временная функция суперпозиции
t
ps
псевдовремя
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
10
Обозначение Описание Единицы
измерения
Z
фактор сжимаемости
S’
псевдоскин-фактор, зависящий от темпов
отбора
[t]
M
, [DP]
M
координаты точки совмещения М на графике
данных давления
[t
D
/C
D
]
M
,
[P
D
]
M
координаты точки совмещения М на графике
типовых кривых
P’
логарифмическая производная давления
θ
угол между двумя пересекающимися
прямолинейными границами
ω
доля трещинно-кавернозной емкости
(storativity ratio)
λ
удельный коэффициент проводимости
(transmissivity ratio)
α
геометрический коэффициент,
учитывающий геометрию матричных блоков