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
241
11.3 Традиционный метод
(
)
()
(
)
0
*
00226.0
pp
pI
C
kh
tq
tp
p
wfsDcD
DwcD
wcD
−
∆
=≈
µ
•p
wcD
*
– изменение давления при работе скважины с
постоянным дебитом на вскрытой поверхности забоя
скважины.
11.3 Традиционный метод
• В предыдущем разделе мы говорили о том, что замеренные данные
исследований по КВУ сначала необходимо преобразовать в эквивалентные
величины, которые соответствуют модели скважины с эффектом ВСС и
скин-фактором, работающей с постоянным поверхностным дебитом. Но,
если период исследований слишком короткий, измерения подвержены
воздействию эффекта ВСС. В этом случае трудно подогнать
преобразованные данные к определенной типовой кривой.
• Эффект постоянно изменяющегося дебита на забое скважины можно
учесть с помощью так называемого метода деконволюции. Ramey доказал,
что нормирование дебита – достаточно хорошая аппроксимация для учета
изменения дебита на забое скважины, вызванное вследствие эффекта ВСС.
• Метод нормирования дебита преобразует изменение давления вследствие
работы скважины с постоянным поверхностным дебитом p
wcD
в изменение
давления при работе скважины с постоянным дебитом на вскрытой
поверхности забоя скважины p
wcD
*
.
• Для радиального притока p
wcD
*
определяется стандартным
полулогарифмическим уравнением, следовательно, полученное уравнение
показывает, что зависимость I(∆p)/(p
wf
–p
0
) от t можно использовать для
оценки параметров пласта с помощью графика в полулогарифмических
координатах.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
242
11.3 Традиционный метод
()
S
t
pp
pI
C
kh
D
wfs
+
≈
−
∆
γµ
4
log151.1
00226.0
0
=
=
γγ
DD
wcD
tt
p
4
log151.1
4
ln
2
1
*
()
0
*
00226.0
pp
pI
C
kh
p
wfs
wcD
−
∆
≈
µ
Решен и е
линейного стока
Метод нормирования дебита
Нормированный дебит при радиальном притоке в
бесконечном пласте
11.3 Традиционный метод
• Вслучае если приток можно рассматривать как радиальный в бесконечном
пласте, то p
wcD
*
определяется известным уравнением линейного стока:
• Таким образом, с учетом скин-эффекта, выражение для нормированного
дебита приобретает вид:
• То есть на графике зависимости I(∆p)/(p
wf
–p
0
) от t в полулогарифмических
координатах можно выделить прямолинейный участок с наклоном m
log
:
=
=
γγ
DD
wcD
tt
p
4
log151.1
4
ln
2
1
*
(
)
()
S
t
pp
pI
C
kh
D
wfs
+
≈
−
∆
γµ
4
log151.1
00226.0
0
(
)
kh
C
m
s
µ
⋅
⋅
=
24195.21
log
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
243
11.3 Традиционный метод
()
S
t
mS
t
kh
C
pp
pI
DD
s
wf
+
=+
≈
−
∆
γγ
µ
4
log
4
log
24
195.21
log
0
()
⋅
−
−
∆
=
2
log
0
00036.04
log
wtwf
rc
kt
m
pp
pI
S
γϕµ
2
00036.0
wt
D
rc
kt
t
ϕµ
=
11.3 Традиционный метод
• Для определения величины скин-фактора необходимо выбрать любую
точку, лежащую на прямой линии и определить соответствующие для нее
величины I(∆p)/(p
wf
–p
0
) и t.
• Определяем скин-фактор по формуле
()
()
⋅
−
−
∆
=
2
log
0
00036.04
log
wtwf
rc
kt
m
pp
pI
S
γϕµ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
244
11.4 Зак лючение
☺ Преобразование данных КВУ в ∆р эквивалентной скважины,
работающей с постоянным дебитом
☺ Метод нормирования дебита не требует знания, измерения или
вычисления дебитов на вскрытой поверхности забоя скважины
☺ Использование стандартного набора типовых кривых Gr ingar t en
Данные в начале и в конце теста подвержены колебаниям
Если период исследований короткий, сложно подобрать типовую
кривую, и для анализа данных можно использовать только метод
нормирования дебита
Отсутствие точной информации о плотности флюида в стволе
скважины
11.4 Зак лючение
• Приведенная процедура анализа результатов испытаний использует
преобразованные данные. В данном методе не используется числовое
дифференцирование, а преобразование данных выполняется путем
интегрирования результатов исследования КВУ. Следовательно, в
полученных данных сглаживаются шумы и помехи, всегда
присутствующие в реальных данных.
• Метод нормирования дебита используется для данных преобразованных в
∆р скважины с постоянным поверхностным дебитом, поэтому не требует
определения дебитов на вскрытой поверхности забоя скважины.
• После пересчета данных в эквивалентную скважину (q
s
= const) можно
использовать диагностический график в log-log координатах для
идентификации системы скважина/пласт. А затем определить параметры
системы, используя стандартную методику для скважины, работающей с
постоянным поверхностным дебитом.
• В начальные моменты времени на данные оказывают влияние
фрикционные и инерционные эффекты.
• На поздних этапах теста также возможны помехи, так как забойное
давление p
wf
по величине приближается к пластовому p
i
и точность
вычисления ∆p=p
i
–p
wf
зависит от того с какой точностью замеряется p
wf
(сколько знаков после запятой).
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
245
Упраж нение 1
Было проведено исследование по КВУ. Данные давления
представлены на рисунке
Задание
: Определите проницаемость и скин-фактор с помощью
метода типовых кривых
205
210
215
220
225
230
235
-0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3
время, час
давление, атм
Упраж нение 1
м
3
52.62V
w
Объем флюида в стволе
1/атм1.1E-04c
wf
Сжимаемость флюида в стволе
1/атм3.38Е-04c
t
Общая сжимаемость
спз0.409µВязкость нефти
м0.105r
w
Радиус скважины
м12hПродуктивная толщина
0.45φПористость
атм215.37P
0
Начальное забойное давление
атм233.23P
i
Пластовое давление
Исходные данные
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
246
Упраж нение 1
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.1
0.11
0.12
0.13
0.14
0.15
0.16
0.17
0.18
0.19
0.2
0.0100 0.1000 1.0000 10.0000
Время t, час
I(∆p)/(p
wf
-p
0
), час
Нак лон
m
log
= 0.05457 час
0.1471
Упраж нение 1
()
[]
[] [ ]
[]
[]
ммД
час
атммспз
m
cV
m
C
kh
wfw
s
⋅=
×⋅⋅⋅
=
==
⋅⋅
=
−−
07.22
05457.0
101.162.52409.024
195.21
24
195.21
24195.21
143
loglog
µ
µ
()
()
[] []
[][]
[]
[] []
[] []
()
03.097.2121log05457.01471.0
105.01038.3409.045.0781.1
18.100036.04
log05457.01471.0
00036.04
log
2214
2
log
0
−=−=
=
⋅×⋅⋅⋅
⋅⋅⋅
−=
=
⋅
−
−
∆
=
−−
часчас
матмспз
часмД
часчас
rc
kt
m
pp
pI
S
wtwf
γϕµ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
247
Упраж нение 1
Метод типовых кривых
0.01
0.1
1
10
0.001 0.01 0.1 1 10
время, час
I(дельтаP); t*дельтаP
Выбираем точку М ([t]
M
, [I(∆P)]
M
) и ([t
D
/C
D
]
M
, [P
D
]
M
) , параметр
выбранной типовой кривой C
D
exp(2S)=100
Упраж нение 1
()
2
tw
D
M
s
42
4
hcr
1
Sln Cexp2S
2 0.159 C
1 12 0.45 3.38 10 0.105
ln 100 0.4
2 0.159 1.1 10 52.62
−
−
φ
==
⋅⋅×⋅
=⋅=
⋅× ⋅
()
[
]
()
()
[
]
()
()
[]
DD
MM
si0 wfwi0
MM
4
PP
kh 441.67 C P P 441.67 c V P P
IP IP
10
441.67 1.1 10 52.62 233.23 215.37 0.409 30 мД м
6
−
=⋅⋅−µ =⋅⋅−µ
∆∆
=⋅×⋅⋅ − ⋅⋅=⋅
Метод типовых кривых
(
)
M
[I P ] 6
∆
=
DM
[P ] 10
=
[
]
[]
[]
DD
4
M
s
M
tC
1
kh 441.67 C 441.67 1.1 10 52.62 0.409 25.3 мД м
t0.04
−
=⋅⋅µ⋅ =⋅×⋅⋅⋅= ⋅
M
[t] 0.04=
DDM
[t C ] 1
=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
248
Выбираем точку М ([t]
M
, [I(∆P)]
M
) и ([t
D
/C
D
]
M
, [P
D
]
M
) , параметр
выбранной типовой кривой C
D
exp(2S)=10
Упраж нение 1
()
2
tw
D
M
s
42
4
hcr
1
Sln Cexp2S
2 0.159C
1 12 0.45 3.38 10 0.105
ln 10 0.09
2 0.159 1.1 10 52.62
−
−
φ
==
⋅⋅×⋅
=⋅=−
⋅× ⋅
()
[
]
()
()
[]
()
()
[]
DD
MM
si0 wfwi0
MM
4
PP
kh 441.67 C P P 441.67 c V P P
IP IP
10
441.67 1.1 10 52.62 233.23 215.37 0.409 21.3 мД м
8.5
−
=⋅⋅−µ =⋅⋅−µ =
∆∆
=⋅×⋅⋅ − ⋅⋅= ⋅
Метод типовых кривых
(
)
M
[I P ] 8.5∆=
DM
[P ] 10=
[
]
[]
[]
DD
M
s
M
4
tC
kh 441.67 C
t
1
441.67 1.1 10 52.62 0.409 22.5 мД м
0.045
−
=⋅⋅µ⋅ =
⋅× ⋅ ⋅ ⋅ = ⋅
M
[t] 0.045=
DDM
[t C ] 1=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
249
Гидродинамические
Гидродинамические
исследования
исследования
группы скважин
группы скважин
Содер ж ан и е
12.1 Гидропрослушивание
12.2 Гидропрослушивание: интерпретация данных
12.3 Гидропрослушивание: влияние истории работы скважины
12.4 Гидропрослушивание: эффект ВСС и скин-фактор
12.5 Импульсные ГДИС
12.6 Интерпретация данных импульсных ГДИС
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
250
12.1 Гидропрослушивание
r
w
r
активная
скважина
наблюдательная
скважина
12.1 Гидропрослушивание
• Одним из методов исследования скважин и пластов на неустановившемся
режиме фильтрации является метод гидропрослушивания, который
позволяет определить фильтрационные параметры пласта на значительном
расстоянии от исследуемой скважины. Кроме того, метод
гидропрослушивания позволяет количественно и качественно определить
гидродинамическую связь между скважинами и пластами, а в комплексе с
другими методами – оценить неоднородность коллектора, выявить
положение водонефтяного раздела, места перетока между пластами,
литологические экраны и газовые шапки.
• При проведении гидропрослушивания используется несколько скважин.
Скважина, в которой изменяется дебит, называется активной, скважина, в
которой замеряется изменение давления, называется наблюдательной.
• При регистрации изменения давления в удаленной от источника
возмущения скважине обычно сталкиваются с двумя проблемами:
– слабый измеряемый сигнал;
– сигнал достигает наблюдательной скважины с определенной
временной задержкой.