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
171
8.1 Трещиноватый коллектор
Двойная пористость
• Две параллельные линии на
полулогарифмическом
графике
• Отк лонение производной
вниз
8.1 Трещиноватый коллектор
• При запуске или остановке скважины на исследование проявляется
начальный режим течения в трещинах при отсутствии перераспределения
давления в матрице. Типично, данный режим проявляется в течение очень
короткого времени и не идентифицируется на графиках из-за эффекта
сжимаемости жидкости в стволе скважины. Если эффект ствола скважины
мал, то характерный радиальный режим определяет проницаемость
трещины. В момент времени, когда начинается приток из матрицы в
трещину, обеспечивается дополнительное поддержание давления в
трещинах, так до сих пор они находились при начальном пластовом
давлении. Данный период характеризуется скачком производной давления
вниз на диагностическом билогарифмическом графике. Когда перепад
давления между матрицей и трещиной исчезает, то образуется второй
радиальный участок, который характеризует проницаемость системы.
• На полулогарифмическом графике должны быть отображены две
параллельные линии, которые характеризуют проницаемость трещин и
трещинно-матричной системы. Так как проницаемость трещин велика
относительно проницаемости матрицы, то мы имеем две прямые линии с
одинаковым углом наклона.
Поведение давления и производной
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
172
8.1 Трещиноватый коллектор
Параметры двойной пористости
−+=
∂
∂
−−
ω
ω
ω
ωω
11
1
min
1
2
1
D
D
D
t
p
t
94903.0
log01765.0
log
min
∂
∂
+
=
D
D
D
t
p
t
ω
ωλ
ω
min
=
D
t
8.1 Трещиноватый коллектор
• Период притока из матрицы в трещину характеризуется скачком
производной давления вниз на диагностическом билогарифмическом
графике.
• Уменьшение значения коэффициента доли трещинно-кавернозной емкости
приводит к увеличению скачка вниз на производной, так как чем ниже
данный коэффициент, тем больше в пласте матричной емкости.
• Уменьшение коэффициента удельной проводимости приводит к
перемещению начала переходного режима вправо на более поздний
момент времени, так как с уменьшением данного коэффициента
уменьшается и задерживается способность матрицы участвовать в
фильтрации системы.
Влияние λ и w
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
173
8.1 Трещиноватый коллектор
Определение параметров двойной пористости
ωλ
ω
1
ln
min
=
D
t
• Определение проницаемости пласта
из полулогарифмического графика
• Определение коэффициента доли
трещинно-кавернозной емкости
• Определение скин эффекта
• Определение t
Dmin
• Определение коэффициента
удельной проводимости
m
P∆−
=10
ω
+
+
+
−
−
−
=
=
09232.3
1
log
1
log1513.1
2
01
p
p
w
t
thr
t
t
r
c
k
m
PP
S
µ
ω
φ
2
00036.0
wt
f
D
rc
tk
t
⋅⋅⋅
⋅
⋅
=
µφ
m
qB
kh
µ
195.21
=
8.1 Трещиноватый коллектор
• Простейшая и предварительная последовательность определения
параметров двойной пористости без использования производной
заключается в следующем. Изначально определяется проницаемость
системы из угла наклона прямой линии на полулогарифмическом графике.
Проводится параллельная ей прямая линия, которая характеризует
переходный режим и находится разница давления между ними.
Рассчитывается коэффициент доли трещинно-кавернозной емкости и
определяется скин эффект. Определяется минимальное значение
безразмерного времени, что соответствует середине действия переходного
периода, и рассчитывается коэффициент удельной проводимости.
• Следует отметить, что данный метод является упрощенным и имеет
низкую точность, служит для предварительных расчетов. Наиболее точные
расчеты выполняются с помощью типовых кривых или программного
обеспечения.
Определение параметров двойной пористости
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
174
8.1 Трещиноватый коллектор
Двойная пористость
8.1 Трещиноватый коллектор
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
175
8.1 Трещиноватый коллектор
Упраж нение
• Внефтяной скважине, которая вскрывает трещиноватый коллектор,
выполнены гидродинамические исследования. Скважину запустили в
эксплуатацию с дебитом 95 м
3
/сут (600 bbl/d) и закрыли на восстановление
давление через 300 часов. Замер восстановления давления осуществлялся в
течение 600 часов и фиксировался забойным датчиком давления.
• Определить проницаемость пласта, скин-эффект и параметры двойной
пористости (коэффициент доли трещинно-кавернозной емкости и
коэффициент удельной проводимости):
• Объемный коэффициент нефти –1.2
• Толщина пласта – 20 м (65.6 ft)
• Вязкость нефти – 1.5 спз
• Пористость –0.15
• Сжимаемость системы –1.1*10
-4
атм
-1
(7.5*10
-6
psi
-1
)
• Динамика восстановления забойного давления представлена на следующем
слайде.
8.1 Трещиноватый коллектор
228.43357.4610.51547
226.13323.7460.39288
223.73288.5790.29947
221.23251.7040.22827
218.63212.6960.17398
215.73171.0910.1326
212.73126.4490.10107
209.43078.4870.07706
205.93027.1680.05872
202.32973.2950.04477
198.52917.7920.03412
194.72862.2730.026
191.12808.6090.01984
187.62757.8230.01511
184.52711.4870.01151
181.72670.7460.00879
179.22634.8550.00668
177.22604.7220.0051
175.52579.3960.00388
174.12558.9540.00296
172.92542.320.00226
172.02528.650.00171
171.32518.3630.00131
170.82510.1910.00101
168.92482.4830
давление, атмдавление, psiвремя, часы
261.33840.826457.32922
260.43827.165348.58411
259.33811.423265.69678
258.13793.763202.51859
256.83774.634154.36313
255.43754.764117.6582
254.13735.04289.68106
252.83716.32768.35641
251.73699.27252.10242
250.63684.22139.71332
249.73671.13730.27017
249.03659.57723.07242
248.23648.75117.58618
247.53637.69613.40448
246.63625.49210.21713
245.73611.437.78766
244.63595.0925.93588
243.33576.3254.52444
241.83555.1853.44861
240.33531.8452.62857
238.53506.542.00354
236.73479.5081.52713
234.83450.9561.164
232.73421.0460.88724
230.63389.8730.67627
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
176
8.2 Коллектора с двойной проницаемостью
Пласт с двойной проницаемостью
Низкий k
Высокий k
8.2 Коллектора с двойной проницаемостью
Двойная проницаемость
• Если исследуемый пласт состоит из 2-х пропластков различной
проницаемости, каждый из которых перфорирован, то при эксплуатации
скважины будет наблюдаться переток между ними. Величина перетока
пропорциональна перепаду давления между пропластками.
Перераспределение давления в пласте подобного типа описывается с
помощью модели двойной проницаемости.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
177
8.2 Коллектора с двойной проницаемостью
Параметры двойной проницаемости
• Пласт из двух пропластков разной проницаемости, переток между
которыми пропорционален перепаду давления меж ду ними
• Наиболее проницаемый пласт характеризуется – k
1
, h
1
• Менее проницаемый пласт характеризуется – k
2
, h
2
P
qB
hkhk
P
D
∆
+
=
µ
41.18
2211
2211
11
hkhk
hk
+
=
κ
(
)
C
thkhk
C
t
D
D
∆
+
=
µ
2211
00226.0
• Систему описывают 3 параметра:
• доля наиболее проницаемого пласта в емкости
системы
• удельный к оэффициент проводимости между
пластами
• Отношение kh наиболее проницаемого пласта
к общей kh системы
(
)
() ()
21
2
2
khkh
kh
r
w
+
=
αλ
()
()()
21
1
hchc
hc
tt
t
ϕϕ
ϕ
ω
+
=
8.2 Коллектора с двойной проницаемостью
Параметры двойной проницаемости
• В модели двойной проницаемости наиболее проницаемый пласт
характеризуется – k
1
h
1
, менее проницаемый пласт характеризуется – k
2
h
2
. Систему описывают 3 параметра: доля наиболее проницаемого пласта
в емкости системы, удельный коэффициент проводимости между
пластами и отношение kh наиболее проницаемого пласта к общей kh
системы. Кроме этого систему характеризуют безразмерное давление и
отношение безразмерных времени и коэффициента влияния ствола
скважины.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
178
8.2 Коллектора с двойной проницаемостью
Двойная проницаемость
8.2 Коллектора с двойной проницаемостью
Двойная проницаемость
• В начальный момент времени отсутствия перепада давления между
пропластками система действует как два однородных пласта при
отсутствии перетока между ними с kh системы. Когда наиболее
проницаемый пласт работает более активно, начинает проявляться
перепад давления между пластами и, соответственно, переток между
ними. Система действует как однородный пласт с kh системы.
Переходный процесс характеризуется отклонением производной вниз на
диагностическом билогарифмическом графике.
• Когда κравно 1, то проницаемость менее проницаемого пласта равна 0, и
поведение системы соответствует двойной пористости. Менее
проницаемый слой представляет матрицу, приток из которой возможен
при вскрытии наиболее проницаемого пласта (трещина).
• Глубину отклонения производной вниз контролируют 3 параметра
системы двойной проницаемости. Уменьшение параметра к уменьшает
отклонение производной вниз. Значение к =0.5 соответствует поведению
однородного пласта.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
179
8.3 Многопластовые системы
Многопластовые системы
8.3 Многопластовые системы
Многопластовые системы
• В условиях пластов различной проницаемости и отсутствия перетоков
между ними поведение производной давления будет соответствовать
поведению в однородном пласте со средней проницаемостью
взвешенной по толщине.
• На рис. показано поведение производной давления при исследовании
однородного пласта и исследовании 2-х пластов одинаковой толщины,
но проницаемость одного в 20 раз выше другого. Значительного
различия поведения производной не наблюдается. Только в условиях
значительного контраста фильтрационно-емкостных свойств (порядок
кратности 100 – 1000) исследуемых пластов будет заметно отклонение
производной вниз. Проницаемость, определенная из интерпретации 2-х
пластового объекта равна средневзвешенной по толщине. Для
определения проницаемости индивидуальных платов необходимо знать
избирательный дебит из каждого пласта.
21
2211
hh
hkhk
k
+
+
=