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

191

9.1 Ск в аж и н а с ГРП

Упражнение

• В нефтяной скважине выполнен ГРП. После ГРП скважину запустили

в эксплуатацию с дебитом 95 м

/сут (600 bbl/d) изакрылина

восстановление давление через 300 часов. Замер восстановления

давления осуществлялся в течение 600 часов и фиксировался

забойным датчиком давления.

• Определить проницаемость пласта и полудлину трещины ГРП для

следующих исходных данных:

• Объемный коэффициент нефти –1.2

• Толщина пласта – 20 м (65.6 ft)

• Вязк ость нефти –1.5 сП

• Пористость –0.17

• Сж и маемост ь си ст емы –1.1*10

-4

atm

-1

(7.5*10

-6

psi

-1

)

• Допускаем, что безразмерная проводимость трещины F

= 3

• Динамика восстановления забойного давления представлена на

следующем слайде.

9.1 Ск в аж и н а с ГРП

230.13382.00.51547

229.53373.30.39288

228.93365.00.29947

228.43357.10.22827

227.93349.40.17398

227.33342.00.1326

226.93334.90.10107

226.43328.10.07706

225.93321.40.05872

225.53315.00.04477

225.13308.80.03412

224.73302.90.026

224.33297.40.01984

224.03292.30.01511

223.73287.70.01151

223.43283.80.00879

223.23280.40.00668

223.03277.50.0051

222.83275.10.00388

222.73273.10.00296

222.63271.60.00226

222.53270.20.00171

222.43269.30.00131

222.33268.50.00101

222.23265.80

давление, атмдавление, psiвремя, часы

261.33841.4457.32922

260.43828.0348.58411

259.43812.6265.69678

258.23795.2202.51859

256.93776.0154.36313

255.43755.0117.6582

253.93732.889.68106

252.33709.468.35641

250.73685.552.10242

249.13661.139.71332

247.43636.630.27017

245.73612.523.07242

244.13588.717.58618

242.63565.813.40448

241.13543.810.21713

239.73523.07.78766

238.33503.55.93588

237.13485.34.52444

236.03468.53.44861

234.93453.02.62857

233.93438.62.00354

233.03425.31.52713

232.23413.01.164

231.43401.80.88724

230.73391.50.67627

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

192

9.2 Горизонтальная скважина

Early time radial flow

Hemiradial flow

Late time radial

Linear flow

9.2 Горизонтальная скважина

Горизонтальная скважина

• Допуская, что эффект ствола скважины или контур питания не скрывают

режимы перераспределения давления вокруг ГС, выделяют следующие

режимы. Радиальный режим в вертикальной и горизонтальной плоскости

пласта, аналог радиального режима в вертикальной скважине, где толщина

пласта представлена эффективной длиной ГС, а проницаемость – корень

из произведения вертикальной и горизонтальной проницаемости. Далее

следует линейный приток к ГС, интерпретация которого служит для

определения эффективной длины ГС. На момент времени, когда

геометрия скважины не влияет на режим перераспределения давления,

наступает радиальный режим, с помощью которого определяют

радиальную проницаемость и скин эффект, показывающий преимущество

ГС относительно вертикальной.

• В процессе начального радиального режима стабилизация

горизонтального участка производной давления наступает

при значении:

• В процессе перераспределения давления на позднем радиальном режиме

стабилизация горизонтального участка производной давления наступает

при значении 0.5. Поведение переходных режимов зависит от величины

отношения k

h к L(k

)

0.5

5.0

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

193

9.2 Горизонтальная скважина

Продолжительность режимов

• Начальный радиальный режим наблюдается от момента

завершения влияния ствола скважины до обнаружения

кровли или подошвы:













−

28.1

000355.0

φµ

• Начало наступления позднего псевдорадиального

режима соответствует условию:

25.1

000355.0

−==

φµ

9.2 Горизонтальная скважина

Продолжительность режимов

• Продолжительность влияния раннего радиального и позднего радиального

режимов рассчитывается по формулам.

• Начальный радиальный режим наблюдается от момента завершения

влияния ствола скважины до обнаружения кровли или подошвы пласта.

Для расчета необходимо знать толщину пласта, длину горизонтальной

части скважины и расстояние от скважины до подошвы пласта.

• Начало наступления позднего псевдорадиального режима соответствует

условию, когда безразмерное время находится в интервале от 1.5 до 2.0.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

194

9.2 Горизонтальная скважина

Начальный радиальный режим

• На начальном этапе радиального притока на полулогарифмическом

графике прямая с углом наклона:

hvw

kkL

⋅

195.21

()

























−

09.3log15.1

φµ

• Угол нак лона позволяет рассчитать геометрически среднюю

проницаемость (корень из произведения вертикальной и

горизонтальной проницаемостей)

• Аналог ичные уравнения записываются для каждого режима:

рассчитываются значения: эффективная длина, положение в пласте

относительно кровли и подошвы, горизонтальная и вертикальная

проницаемости, скин

9.2 Горизонтальная скважина

Начальный радиальный режим

• Начальный радиальный режим в условиях ГС является аналогом

радиального режима в вертикальной скважине, где толщина пласта

представлена эффективной длиной ГС, а проницаемость – корень из

произведения вертикальной и горизонтальной проницаемости.

• Начальный радиальный режим характеризуется прямой линией на

полулогарифмическом графике. Угол наклона позволяет рассчитать

геометрически среднюю проницаемость (корень из произведения

вертикальной и горизонтальной проницаемостей).

• Аналогичные уравнения записываются для каждого режима:

рассчитываются значения: эффективная длина, положение в пласте

относительно кровли и подошвы, горизонтальная и вертикальная

проницаемости, скин-фактор

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

195

9.2 Горизонтальная скважина

Конечный радиальный режим

При радиальном режиме притока на поздней стадии:

195.21

×+=

























sin2

LnS

И учитывая геометрию скважины S

равно

Геометрический скин-фак тор (отрицательный) показывает

преимущество ГС над ВС, сильно зависит от соотношения

вертикальной и горизонтальной проницаемости

9.2 Горизонтальная скважина

Конечный радиальный режим

• На момент времени, когда геометрия скважины не влияет на режим

перераспределения давления, наступает радиальный режим, спомощью

которого определяют радиальную проницаемость и скин эффект,

показывающий преимущество ГС относительно вертикальной.

Геометрический скин в значительной степени зависит от соотношения

вертикальной и горизонтальной проницаемости.

• Радиальный режим характеризуется прямой линией на

полулогарифмическом графике. Угол наклона позволяет рассчитать

радиальную проницаемость.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

196

9.2 Горизонтальная скважина

Процедура анализа ГДИС на ГС

1. Определение режима притока по диагностическому

билогарифмическому графику

2. Определение k

по радиальному режиму притока на

позднейстадииисследований

3. Построение графика зависимости p от √t в

декартовых координатах и оценка L

4. По графику, характеризующему радиальный приток

на начальной стадии исследований, оценка m

5. Расч ет ск ин -фак тора

6. Уточнение и усовершенствование оценки параметров

9.2 Горизонтальная скважина

Процедура анализа ГДИС на ГС

• После выделения режимов на диагностическом билогарифмическом

графике определяют радиальную проницаемость пласта из

начального радиального режима, когда геометрия скважины не

влияет на режим перераспределения давления. На данном этапе

определяется и геометрический скин-фактор, показывающий

преимущество ГС относительно вертикальной.

• Далееизлинейногорежимарассчитывается эффективная длина ГС

при использовании специальной зависимости давления от времени в

степени ½.

• Из интерпретации начального радиального режима определяется

отношение вертикальной и горизонтальной проницаемости,

рассчитывается непосредственный скин-фактор на скважине.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

197

9.2 Горизонтальная скважина

Горизонтальная скважина

9.2 Горизонтальная скважина

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

198

9.3 Нагнетательная скважина

Композиционная модель

9.3 Нагнетательная скважина

Исследование нагнетательных скважин

• Реагирование давления в нагнетательных скважинах при их запуске

или остановке отлично от добывающих из-за наличия двух фаз

(нагнетаемая вода + вытесняемая нефть)

• В процессе заводнения вокруг нагнетательной скважины образуется

зона повышенной водонасыщенности – заводненная зона

• После заводненной зоны присутствует переходная зона – где

водонасыщенность выше начальной

• На каком-то расстоянии от нагнетательной скважины находится

чисто-нефтяная зона – не заводненная

• Такая модель – называется композиционной, свойства флюида

постоянны в пределах каждой зоны и резко меняются при переходе

одной зоны в другую

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

199

9.3 Нагнетательная скважина

Поведение производной давления при изменении

подвижности и емкости композиционной системы

9.3 Нагнетательная скважина

Исследование нагнетательных скважин

• При исследовании нагнетательной скважины после влияния

сжимаемости жидкости в стволе скважины выделяют три периода:

перераспределение давления в заводненной части (горизонтальный

участок производной давления), переходный период в частично

заводненной зоне (зависит от коэффициента отношения

подвижностей: скачок производной вверх для М более 1 искачок

вниз для М менее 1, перераспределение давление в не заводненной

части пласта (горизонтальный участок производной, отражающий

коэффициент подвижности в чисто нефтяной зоне)

• Начальный радиальный участок характеризует скин-эффект на

скважине и коэффициент подвижности в заводненной части, начало и

окончание переходного режима определяет расстояние до фронта

вытеснения, последний радиальный участок показывает коэффициент

подвижности чисто нефтяной зоны

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

200

9.3 Нагнетательная скважина

Производная давления

9.3 Нагнетательная скважина

Производная давления

• В процессе перераспределения давления в заводненной части

стабилизация горизонтального участка производной давления

наступает при значении:

• В процессе перераспределения давления в незаводненной части

пласта стабилизация горизонтального участка производной наступает

при значении 0.5

• При увеличении подвижности второй горизонтальный участок

производной ниже первого, при уменьшении подвижности второй

горизонтальный участок выше первого.

• При единичном значении коэффициента отношения подвижностей

воды и нефти, производная перераспределения давления не

реагирует.

5.0