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
251
12.1 Гидропрослушивание
Дебит в активной
скважине, q
t
1
∆t
Время
Забойное давление
Времяt
1
∆t
наблюдательная
скважина
тренд
∆t
з
12.1 Гидропрослушивание
• Изменение дебита вызывает значительные изменения давления в активной
скважине. В наблюдательной скважине результирующие изменения
давления очень ослаблены и обычно варьируются от 0.01 до 0.1 атм,
поэтому:
– манометры, установленные в наблюдательной скважине, должны иметь
достаточную чувствительность;
– наблюдательная скважина должна быть закрыта в течение всего
испытания. Дебит работающей скважины всегда немного колеблется, эти
колебания вызывают изменения давления по амплитуде соизмеримые с
изменением давления, вызванного работой активной скважины, и
следовательно, вносят ошибку.
• Гидропрослушивание должно длиться несколько недель, для того, чтобы
перераспределение пластового давления вызванное активной скважиной
достигло наблюдательной, поэтому:
– датчики не должны иметь слишком большой дрейф с течением времени.
В настоящее время только кварцевые датчики удовлетворяют этому
требованию;
– соседние работающие скважины могут вносить помехи в данные
испытаний. Необходимо поддерживать дебиты этих скважин
постоянными в течение всего теста, так, чтобы сигнал измеренный в
наблюдательной скважине можно было легко интерпретировать.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
252
12.2 Гидропросл
у
шивание: интерпретация
данных
10
4
10
5
10
6
10
7
10
8
10
9
10
1
10
-1
10
-2
10
-1
11010
2
10
3
10
4
p
D
t
D
/r
D
2
Типовая кривая -Theis
−−=
D
D
D
t
r
Eip
42
1
2
12.2 Гидропросл
у
шивание: интерпретация
данных
• Активная скважина работает с постоянным дебитом. Предполагается, что
давление, измеряемое в наблюдательной скважине, постоянно в начале
теста. Давление на расстоянии r от активной скважины определяется
уравнением:
• Решение выведено при следующих допущениях:
– радиус скважины r→0;
– эффект ВСС в активной и наблюдательной скважинах незначителен;
– скин-фактор в скважинах равен нулю.
• Theis впервые представил графическое решение этого уравнения,
изобразив зависимость p
D
от t
D
/r
D
2
в билогарифмических координатах.
• Процедура анализа аналогична интерпретации данных КПД с
использованием типовых кривых:
– нанесение данных замеров давления на график в билогарифмических
координатах;
– совмещение типовой кривой с данными теста;
– определение координат точки подгонки в обоих системах координат
(p
D
,t
D
/r
D
2
) и (∆p, ∆t)
()
−−=−
kt
rc
Ei
kh
qB
t,rpp
t
i
44
2
φµ
π
µ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
253
12.2 Гидропросл
у
шивание: интерпретация
данных
log p
D
log ∆p
(p
D
)
M
(∆p)
M
M
log t
D
/r
D
2
log ∆t
(t
D
/r
D
2
)
M
(∆t)
M
12.2 Гидропросл
у
шивание: интерпретация
данных
• Интерпретационные методы, представленные здесь, предполагают, что пласт
однородный и изотропный. Координаты точки подгонки M определяются в
двух системах координат (p
D
,t
D
/r
D
2
) и (∆p, ∆t), а затем вычисляются
параметры пласта kh и φc
t
.
• Обратите внимание: обычно намного легче подогнать реальные данные к
типовой кривой по вертикали и определить достаточно точно kh. Для
подбора точного соответствия по горизонтали и определения φc
t
,
необходимо, чтобы точка подгонки M соответствовала малым значениям
t
D
/r
D
2
(t
D
/r
D
2
< 10). В этом случае бывают определенные сложности:
– замеренные изменения давления, соответствующие малым значениям
t
D
/r
D
2
, бывают очень ослабленными;
– иногда точки соответствующие малым величинам t
D
/r
D
2
не ложатся на
типовую кривую Theis из-за эффекта ВСС и скин-эффекта в активной
скважине.
Поэтому пористость и φc
t
определенные по результатам
гидропрослушивания, должны рассматриваться с определенной
осторожностью.
(
)
()
M
M
D
p
p
qB.kh
∆
µ
4118=
(
)
()
M
DD
M
t
rt
t
r
k
.c
22
000360
∆
µ
φ
=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
254
12.2 Гидропросл
у
шивание: интерпретация
данных
ln
205.9
m
qB
kh
µ
=
−
−
=
12034.7
2
ln
1
m
pp
t
часi
e
r
k
c
µ
φ
Анализ графика в полулогарифмических координатах
()
tmprtp
часws
ln,
ln1
−
=
p
i
-p
wf
ln t
наклон m
0t
Дебит в
активной
скважине
q
12.2 Гидропросл
у
шивание: интерпретация
данных
• Если расстояние между активной и наблюдательной скважиной намного
меньше (в 10 раз), чем расстояние до границ пласта или до другой
активной скважины, то перераспределение давления можно рассчитать с
помощью логарифмической аппроксимации экспоненциального интеграла.
• Логарифмическое приближение дает ошибку не более 1% при условии
t
D
/r
D
2
>10. Забойное давление в наблюдательной скважине определяется
уравнением:
• Следовательно, наклон m прямолинейного участка кривой в
полулогарифмических координатах используется для определения kh и φc
t
.
• Определить скин-фактор для наблюдательной скважины невозможно, так
как приток флюида направлен к активной скважине, а в наблюдательной
скважине осуществляется только мониторинг давления.
−+=− 12034.7lnln205.9
2
rc
k
t
kh
qB
pp
t
wfi
φµ
µ
−−=
D
D
D
t
r
Eip
42
1
2
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
255
12.3 Гидропросл
у
шивание: влияние истории
работы скважины
1.E-02
1.E-01
1.E+00
1.E+01
1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02 1.E+03 1.E+04
∆p,
атм
t, час
∆t
Зак рытие
активной
скважины
t
p
= 0.04 0.1 0.4 1 4 10 40 100
400
1000
4000
12.3 Гидропросл
у
шивание: влияние истории
работы скважины
• Методы интерпретации данных, представленные в предыдущем разделе
предполагают:
– активная скважина работает с постоянным дебитом;
– забойное давление в наблюдательной скважине постоянно перед
проведением теста, а сама скважина закрыта в течении всего
испытания.
• Наиболее точный метод учета истории работы скважины – это
использование принципа суперпозиции. Можно сгенерировать типовые
кривые для случая сложной истории работы скважины. Провести
традиционную процедуру подбора соответствующей типовой кривой и
определить параметры пласта:
• Для получения типовых кривых необходимо использование
соответствующего программного обеспечения, позволяющего построить
аналитическую модель скважины. При отсутствии таких средств можно
воспользоваться другими методами анализа данных гидропрослушивания.
(
)
()
M
M
D
p
p
qB.kh
∆
µ
4118=
(
)
()
M
DD
M
t
rt
t
r
k
.c
22
000360
∆
µ
φ
=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
256
Упражнение 1 – Гидропрослушивание
• При проведении гидропрослушивания
вода нагнеталась в скважину А в
течении 48 часов. Изменение
давления замерялось в
наблюдательной скважине B на
расстоянии 36.27 м в течении 148
часов.
• Исходные данные:
d = 609.6 м q = 27 м
3
/сут
h = 13.7 м p
i
= 0 атм
t
1
= 48 час B
w
=1
µ
w
= 1 спз r = 36.27 м
c
t
= 1.323 х 10
-4
атм
-1
• Замеренное давление представлено в
таблице
t ∆p
час атм
0 0.0000
4.3 1.4970
21.6 5.5798
28.2 6.4644
45 8.0975
48
51 7.4170
69 3.7425
73 3.1982
93 2.1775
142 1.0887
148 1.0207
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
257
12.3 Гидропросл
у
шивание: влияние истории
работы скважины
∆
∆+
+=∆+
t
tt
mprttp
p
ipws
ln,
ln
ln
205.9
m
qB
kh
µ
=
()
−
+
−
=∆−
=
12034.7
1
ln
0
2
ln
1
p
p
wsчас
t
t
m
tpp
t
e
r
k
c
µ
φ
Анализ графика в полулогарифмических координатах
p
i
-p
wf
ln (t
р
+ ∆t)/∆t
наклон m
t
p
t
Дебит в
активной
скважине
∆t
q
12.3 Гидропросл
у
шивание: влияние истории
работы скважины
• Если активная скважина закрывается после того, как она проработала
время t
p
, то, используя метод суперпозиции, выражение определяющее
изменение давления в наблюдательной скважине примет вид:
• На графике зависимости забойного давления в наблюдательной скважине
от величины ln[(t
p
+ ∆t) / ∆t] можно выделить прямолинейный участок с
наклоном m
ln
, по которому можно определить kh и φc
t
.
• Величины ∆p и q могут быть как положительными, так и отрицательными,
т.к. гидропрослушивание проводится при добыче или нагнетании в
активной скважине. Т.е. параметры kh и φc
t
могут быть определены
неправильно, если не учесть знаки “+” или “–”. Существует несколько
эмпирических признаков, по которым можно проверить правильность
расстановки знаков:
– k всегда величина положительная, следовательно, величина m
ln
по
знаку должна быть противоположна q;
– величина (p
i
–p
1час
)/m
ln
обычно всегда положительная, за исключением
случаев, когда r очень мало или k очень велико;
– обычно величина φc
t
имеет порядок 10
-7
для жидкости и может
превышать 10
-4
для флюида со свободным газом.
()
∆
∆+
−=∆
t
tt
kh
Bq
ptp
p
s
iws
ln205.9
µ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
258
12.4 Гидропросл
у
шивание: эффек т ВСС и
скин-фак тор
1.E-02
1.E-01
1.E+00
1.E+01
1.E-01 1.E+00 1.E+01
p
D
t
D
/r
D
2
S< 0
C
D
≠ 0
S> 0
12.4 Гидропросл
у
шивание: эффек т ВСС и
скин-фак тор
• Влияние ствола скважины и скин-эффект изменяют вид зависимости ln ∆p
от ln ∆t. В случае положительного скин-фактора и не нулевого
коэффициента C
D
замеренные точки лягут ниже кривой Тейса (Theis). При
отрицательном скин-факторе точки пройдут выше. Влияние скин-фактора
истволаскважиныболеезначимыпрималыхt
D
/r
D
2
.
• Jargon вывел, что ВСС и скин-фактор вносят ошибку менее 1% в
определение p
D
при условии, что:
• F.Daviau предложил использовать менее строгое условие ошибки в 10%. В
этом случае влияние ствола скважины и скин-фактора можно не учитывать
при условии:
• Все изложенные методы определения окончания ВСС и скин-эффекта
следует применять осторожно, т.к. они все приближенные. Использование
ПО, позволяющего смоделировать ситуацию, поможет избежать ошибки
при учете этих эффектов.
()
015230
86.0
22
>
+> Sпри
r
C
S
r
t
D
D
D
D
()
2
005.02
100
log10
2
D
r
C
S
D
r
SприeC
D
D
><
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
259
12.5 Импульсные ГДИС
Время
Дебит активной скважины
12.5 Импульсные ГДИС
• Импульсные ГДИС – еще один тип исследований группы скважин,
который состоит из последовательности работы активной скважины на
различных дебитах, обычно это чередующиеся периоды добычи и
остановки. Периоды работы активной скважины намного короче во время
импульсного теста, чем при гидропрослушивании. Поэтому изменение
давления в наблюдательной скважине очень мало, порядка 0.01-0.001 атм.
Т.е. для замеров давления в наблюдательной скважине необходимы очень
чувствительные датчики.
• Импульсный тест имеет ряд преимуществ:
– можно использовать решения для бесконечной системы, т.к.
длительность импульсов очень мала;
– можно проанализировать каждый импульс и получить несколько
оценок k/µ иφµc
t
.
• Применение импульсных ГДИС экономически обоснованно, только в
случае коротких остановок активной скважины (от нескольких часов до
нескольких дней). Это возможно в двух случаях:
– коллектор с высокой гидропроводностью (высокий k/φµc
t
);
– наблюдательная скважина очень близко к активной скважине.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
260
12.5 Импульсные ГДИС
Время
t
1
t
1
Время
тренд
тренд
t
1
∆t
Время
Время
t
1
∆t
Дебит в
активной
скважине
Забойное
давление в
наблюдательной
скважине
?
12.5 Импульсные ГДИС
• Что выбрать: гидропрослушивание или импульсные ГДИС?
– импульсный тест рекомендуется проводить в коллекторах с высоким
коэффициентом подвижности k/µ и высокой гидропроводностью k/φµc
t
(высокопроницаемые газовые коллектора). В коллекторах такого типа
изменение давления очень мало, но перераспределение давления
достигает наблюдательной скважины очень быстро.
– гидропрослушивание рекомендуется проводить в коллекторах с низким
коэффициентом подвижности и низкой гидропроводностью
(низкопроницаемые коллектора или вязкая нефть). Вколлекторах
такого типа перепады давлений более значительны, но
перераспределение давления достигает наблюдательной скважины
очень медленно.
• Решающим фактором при принятии решения о проведении ГДИС на
нескольких скважинах является расстояние между активной и
наблюдательной скважиной. Чем дальше расположены скважины, тем:
– меньше перепад давлений в наблюдательной скважине;
– больше должен быть период проведения теста.