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
211
Пример – Анализ данных пластоиспытания
log (t
p
+ ∆t)/∆t
Псевдодавление ψ(р)
График Хорнера
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• Начальное пластовое давление можно оценить с помощью графика
Хорнера, определив экстраполированное давление р
*
.
• По прямолинейному участку (соответствующему радиальному притоку в
бесконечном пласте) на графике Хорнера получаем следующие значения:
– р
*
= 492 атм;
– k = 2.5 мД;
– S = - 0.58.
• Использование типовых кривых не дало никаких результатов. Не удалось
подобрать соответствующей типовой кривой. Возможной причиной этого
может быть не идеальный эффект влияния ствола скважины.
• Экстраполированное давление р
*
немного выше того базового давления,
которое использовалось для расчета свойств флюида (486.5 атм по данным
на начальный момент проведения исследований). Поэтому если
полученное первоначальное давление кажется более достоверным для
анализа, следует пересчитать свойства флюида для нового значения p
i
.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
212
Пример – Анализ данных пластоиспытания
log t
log ∆ψ
Диагностический график данных заключительного периода
восстановления давления
▪ Псевдодавление
º Производная
псевдодавления
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• Основной задачей для анализа данных заключительного периода
восстановления давления является оценка проницаемости и общего скин-
фактора и определение тенденции снижения экстраполированного
давления р
*
по сравнению с первым КВД, т.е. истощения пласта.
• На диагностическом графике видно, что эффект влияния ствола скважины
не значителен и можно выделить достаточно долгий период радиального
притока.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
213
Пример – Анализ данных пластоиспытания
Временная функция суперпозиции
Псевдодавление ψ(р)
График Хорнера
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• Анализ данных на графике Хорнера дает следующие результаты:
– k = 3.3 мД;
– S = - 0.01;
–p
*
= 472.7 атм.
• Проницаемость и скин-фактор значительно отличаются от величин,
полученных при анализе первого КВД. Так как заключительный период
был очень долгим, с незначительным эффектом влияния ствола скважины
и достаточно долгим периодом радиального притока, то эти данные
должны быть более достоверными и мы будем опираться на них на
последующих стадиях анализа.
• Низкое значение p
*
означает истощение пласта.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
214
Пример – Анализ данных пластоиспытания
log t
log ∆ψ
Диагностический график четырех КПД
КПД 1
КПД 2
КПД 3
КПД 3
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• Анализ данных четырех последовательных периодов падения давления
проводится для определения истинного скин-фактора и коэффициента D,
характеризующего отклонение от закона Дарси.
• Если на диагностический график нанести данные для всех четырех
периодов падения давления, то можно выделить для всех КПД периоды
радиального притока (следует иметь в виду, что все это КПД).
• Средний коэффициент влияния ствола скважины для равен 0.07 м
3
/атм.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
215
Пример – Анализ данных пластоиспытания
Временная функция суперпозиции
Псевдодавление ψ(р)
График в полулогарифмических координатах
КПД 1
КПД 2
КПД 3
КПД 3
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• На графике в полулогарифмических координатах можно выделить
прямолинейные участки на всех КПД, и, усреднив результаты, оценить
проницаемость пласта по данным КПД.
• В нашем примере, мы получили достоверную оценку проницаемости
пласта по данным последнего КВД. Поэтому на полулогарифмическом
графике проводим прямую линию с наклоном, соответствующим
проницаемости k = 3.3 мД и совмещаем её с прямолинейным участком на
одной из КПД. Таким же образом поступаем и с остальными КПД,
наложив на каждую КПД прямую, характеризующую одну проницаемость
(прямые должны быть параллельны).
• Теперь мы можем оценить зависимость скин-фактора от темпов отбора.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
216
Пример – Анализ данных пластоиспытания
Дебит, м
3
/сут
Псевдо скин-фак тор S’
Зависимость ск ин-фак тора от темпов отбора
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• Мы определили четыре значения скин-фактора для различных дебитов и
можем построить график зависимости скин-фактора S’ от дебита q.
Полученные четыре точки ложатся на одну прямую, которую можно
охарактеризовать следующими величинами:
– D = 7.31 х 10
-3
[тыс. м
3
/сут]
-1
– наклон прямой, проведенной через эти
точки;
–S
0
= - 2.17 – отрезок, отсекаемый этой прямой на вертикальной оси.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
217
Пример – Анализ данных пластоиспытания
Временная функция суперпозиции
Нормированное псевдодавление
Нормированный график в полулогарифмических координатах
КПД 1
КПД 2
КПД 3
КПД 3
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• Для проверки достоверности оценки зависимости скин-фактора от темпов
отбора можно построить нормированный график в полулогарифмических
координатах, который учитывает дополнительный скин-фактор за счет
отклонения от ламинарного течения.
• Если параметры S
0
и D определены правильно, то данные всех четырех
периодов падения давления должны лечь на одну прямую,
соответствующую проницаемости k = 3.3 мД.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
218
Пример – Анализ данных пластоиспытания
Подгонка результатов интерпретации данных ко всей истории
работы скважины
Время, час
Давление, атм
Дебит, м
3
/сут
٠ Давление
— Дебит
— Рассчитанное
давление
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• В результате анализа данных пластоиспытания получили:
– проницаемость k = 3.3 мД – из последнего КВД;
– истинный скин-фактор S
0
= -2.17, коэффициент D = 7.31 х 10
-3
[тыс.
м
3
/сут]
-1
, коэффициент влияния ствола скважины C
s
= 0.07 м
3
/атм – из
четырех последовательный КПД;
– экстраполированное давление р
*
определили по двум КВД, но значения
не совпадают, следовательно, необходимо взглянуть на весь тест, чтобы
подтвердить соответствие определенных параметров и выбрать
начальное пластовое давление.
• Можно смоделировать изменение давления при проведении испытания,
чтобы выбрать наиболее подходящее пластовое давление. При
использовании значения p
i
= 492 атм, получаем давление в конце первого
КВД значительно выше чем реальные данные. Давление p
i
= 486.5 атм дает
более подходящие результаты. Четыре последовательных периода падения
давления совпадают достаточно хорошо. Но коэффициент влияния ствола
скважины кажется слишком большим, т.к. оценка дебита для первого
периода работы скважины (период очистки ПЗП) выглядит слишком низкой.
• Ни одна из оценок начального пластового давления ни дает хороших
результатов для заключительного периода восстановления давления.
• Можно задавать различные значения p
i
, чтобы получить наилучшее
совпадение давления для первого КВД. В результате получили, что лучшее
соответствие реальных и смоделированных данных дает p
i
= 486.8 атм.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
219
Пример – Анализ данных пластоиспытания
Пример – Анализ данных пластоиспытания
• Полученные результаты достаточно хорошо ложатся на реальные данные, за
исключением последнего КВД (если не учитывать первый период притока,
который можно рассматривать как период с ошибочным замером дебита,
или подверженный воздействию гидростатического эффекта, или с
изменяющимся скин-фактором). Очевиден процесс истощения пласта или,
по крайней мере, значительное воздействие границ пласта на
заключительный период восстановления давления. Эффект ВСС не
значителен (скважину закрывали на забое).
• Невозможно определить геометрию границ пласта, т.к. никаких
характеристических признаков не видно ни на одном из графиков
производной, все границы лежат вне радиуса исследования. Поэтому
наиболее вероятные границы пласта можно оценить, основываясь на данных
геологии и геофизики.
• Предположим, что геологи указывают на наличие непроницаемого разлома
вблизи исследуемой скважины (на расстоянии 45 м). Это дает хорошее
соответствие результатов исследования с моделированием.
• Можно получить хорошие результаты интерпретации данных с различными
конфигурациями границ. Но каждый случай требует небольшой
корректировки D и S
0
и дает различные оценки p
i
. Достаточно трудно
подобрать совпадение данных по всему тесту и данных на диагностическом
графике последнего КВД. Это можно объяснить сложной геометрией пласта.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
220
10.3 ГДИС газовых скважин методом
противодавления
q
q
1
q
2
q
3
t
t
p
p
wf1
p
wf2
p
wf3
p
wf4
10.3 ГДИС газовых скважин методом
противодавления
• Данные исследования иногда называют испытанием производительности
скважины, т.к. они используются для предсказания дебита скважины при
различных значениях забойного давления p
wf
(противодавления на пласт).
• Во время испытания газовой скважины методом противодавления дебит в
каждый период добычи должен выдерживаться достаточно долго, чтобы
“стабилизировалось” забойное давление.
• Теоретически, для получения корректных данных период добычи должен
длиться достаточно долго, что бы забойное давление было как можно
ближе к значению, соответствующему началу псевдоустановившегося
режима притока. Данное условие подразумевает достаточно долгий период
испытаний в низкопроницаемых коллекторах.
• Последовательность изменения дебита на скважине (увеличение,
понижение) не имеет значения и не влияет на результаты интерпретации
данных.