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

161

ln A pDA

PP mlnCt=− ⋅

Безразмерное время t

pDA

D MBH

=(P

-P)/m

DMBH A pDA

PlnCt=

DA D SSS

tt>

Среднее давление, метод MBH

7.7 Замк нутый пласт

• На палетках маленькими вертикальными стрелками обозначено время начала

псевдоустановившегося режима течения

• Видно, что с момента достижения псевдоустановившегося режима течения

графики прямолинейны, то есть P

D MBH

зависит линейно от log t

pDA

• Эта зависимость имеет вид:

• Отсюда, если перед закрытием скважина вышла на псевдоустановившийся

режим течения, то среднее давление можно найти по формуле:

(

)

DMBH A pDA

PlnCt=

(

)

ln A pDA

PP mlnCt=− ⋅

7.7 Замк нутый пласт

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

162

Упражнение 1

Было проведено исследование по КПД. Данные давления

представлены на рисунке

Задание

: Определите тип границ пласта и параметры системы

263.4

263.6

263.8

264

264.2

264.4

264.6

264.8

265

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

время, часы

давление, атм

100

150

дебит, м

/су

давление

дебит

/сут110qДебит

Исходные данные

атм265P

Начальное давление

1/атм2.20E-04c

Общая сжимаемость

спз1µВязкость нефти

/м

1BОбъемный коэффициент нефти

м0.08r

Радиус скважины

м80hПродуктивная толщина

0.2φПористость

Упражнение 1

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

163

Упражнение 2

Было проведено исследование по КПД. Данные давления

представлены на рисунке

Задание

: Определите границы пласта и параметры границ

263

263.2

263.4

263.6

263.8

264

264.2

264.4

264.6

264.8

265

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

время, часы

давление, атм

100

150

дебит, м

су

давление

дебит

атм265P

Начальное давление

/сут110qДебит

Исходные данные

1/атм2.20E-04c

Общая сжимаемость

спз1µВязкость нефти

/м

1BОбъемный коэффициент нефти

м0.08r

Радиус скважины

м80hПродуктивная толщина

0.2φПористость

Значения проницаемости k искин-фактора S возьмите из

упражнения 1

Упражнение 2

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

164

Упражнение 3

Было проведено исследование по КПД. Данные давления

представлены на рисунке

Задание

: Определите тип границ пласта и параметры границ

262

262.5

263

263.5

264

264.5

265

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

время, часы

давление, атм

100

150

дебит, м

/сут

давление

дебит

атм265P

Начальное давление

/сут110qДебит

Исходные данные

1/атм2.20E-04c

Общая сжимаемость

спз1µВязкость нефти

/м

1BОбъемный коэффициент нефти

м0.08r

Радиус скважины

м80hПродуктивная толщина

0.2φПористость

Упражнение 3

Значения проницаемости k искин-фактора S возьмите из

упражнения 1

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

165

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

355 360 365 370 375 380 385

время, часы

давление, атм

-20

100

120

140

160

дебит, м

су

давление

дебит

После работы с дебитом 150 м

/сут в течение 360 часов

скважина была остановлена на КВД на 24 часа. Данные

давления представлены на рисунке:

Известно, что скважина расположена в замкнутом пласте.

Площадь дренирования A=640 000 м

; фактор формы

=10.837

Задание

: Определите среднее давление в зоне дренирования на

момент закрытия скважины

Упражнение 4

атм265P

Начальное давление

мД7kПроницаемость

часов360t

Время работы скважины

640 000A

Площадь дренирования

10.837C

Фактор формы

/сут150qДебит

Исходные данные

1/атм5.0E-05c

Общая сжимаемость

спз1µВязкость нефти

/м

1BОбъемный коэффициент нефти

м0.08r

Радиус скважины

м40hПродуктивная толщина

0.2φПористость

Упражнение 4

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

166

1. Каким образом непроницаемая линейная граница отражается в данных

давления?

2. Какие два подхода существуют для определения расстояния до

границы?

3. Перечислите режимы течения, которые можно наблюдать при

исследовании скважины, находящейся в канале

4. График в каких координатах используется в традиционном методе

анализа данных ГДИС в скважине, находящейся в канале, для анализа

линейного режима течения?

5. Какие параметры позволяет определить традиционный метод анализа в

случае линейного режима течения?

6. Какой характеристический признак производной соответствует

линейному режиму течения?

Контрольные вопросы к главе 7

7. Каким образом две непроницаемые границы отражаются в данных

давления? Какую информацию можно получить из анализа данных

ГДИС в данной ситуации?

8. Как ведет себя давление в случае присутствия в пласте границы

постоянного давления? Как это отражается на производной давления?

9. Какой график используется для анализа данных ГДИС в случае

псевдоустановившегося режима течения, характерного для случая

замкнутого пласта? Какую информацию о пласте можно получить из

анализа этого графика?

10. Какой характеристический признак производной соответствует

псевдоустановившемуся режиму течения для случая ГДИС по КПД?

Как ведет себя производная при исследовании по КВД?

11. От каких величин зависит разница между экстраполированным

значением P* и средним давлением в методе MBH?

Контрольные вопросы к главе 7

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

167

Слож н ые

коллектора

8.1 Трещиноватый коллектор

8.2 Коллектора с двойной проницаемостью

8.3 Многопластовые системы

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

168

8.1 Трещиноватый коллектор

Пласт с двойной пористостью

(по работам Matthews и Russell)

8.1 Трещиноватый коллектор

• Процесс фильтрации флюида в трещиноватых коллекторах значительно

изменяется, так как присутствуют две поровые системы (система трещин и

система матриц) с различными значениями геометрических размеров и

фильтрационно–емкостных свойств. В данном случае фильтрация в пласте

описывается с помощью модели, которая называется – модель двойной

пористости.

Пласт с двойной пористостью

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

169

8.1 Трещиноватый коллектор

Двойная пористость

• Первичная пористость малой проводимости – матрица, k

, φ

, c

• Вторичная пористость большей проводимости – трещина, k

, φ

, c

∆=

41.18

mmff

φφ

()

00036.0

wmmff

rcc

⋅⋅+

⋅

µφφ

• Описывают 2 параметра:

• доля трещинно-кавернозной емкости (storativity

ratio, ω): для однофазной системы 0.01 - 0.1, для

многофазной и многопластовой 0.1 – 0.2

• удельный коэффициент проводимости

(transmissivity ratio, λ): изменяется от 10

-3

до 10

-7

αλ

8.1 Трещиноватый коллектор

• В модели двойной пористости матрица и трещина имеют индивидуальные

свойства и характеризуются собственными значениями проницаемости,

пористости и сжимаемости.

• По сравнению с однородным пластом модель двойной пористости

характеризуется двумя дополнительными параметрами. Коэффициент доли

трещинно-кавернозной емкости (storativity ratio, ω), который характеризует

долю трещин в общей системе пласта. Чем выше данный коэффициент, тем

больше в пласте трещинно-кавернозной емкости. Типичные значения

коэффициента для однофазной системы 0.01 - 0.1, для многофазной и

многопластовой систем 0.1 – 0.2.

• Удельный коэффициент проводимости (transmissivity ratio, λ ), который

характеризует способность фильтрации из матрицы в трещины. Типичные

значения коэффициента изменяются от 10

-3

до 10

-7

. Коэффициент зависит

от размеров и геометрии матричных блоков. С увеличением данного

коэффициента увеличивается способность матрицы участвовать в

фильтрации системы. Матрицы низкой проницаемости характеризуются

меньшими значениями данного коэффициента.

Пласт с двойной пористостью

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

170

8.1 Трещиноватый коллектор

Геометрическ ий к оэффициент

Сфера или куб

Цилиндр

Плита

8.1 Трещиноватый коллектор

• В модели Warren и Root для расчета коэффициента удельной проводимости

вводится коэффициент, который учитывает геометрию матричных блоков

и зависит от геометрии и размеров матричных блоков. Чем выше значение

данного коэффициента, тем легче приток из матриц в трещины.

• (x

– длина стороны кубического блока или диаметр сферического)

Геометрическ ий к оэффициент