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
261
12.6 Интерпретация данных имп
у
льсных
ГДИС
∆t
p
∆t
c
12345
t
1
t
1
Номер импульса
Время
Время
И
м
п
у
л
ь
с
1
Им
п
у
л
ь
с
2
И
м
п
у
л
ь
с
3
И
м
п
у
л
ь
с
4
Реакция
на импульс
Тренд
Дебит в
активной
скважине
Забойное
давление в
наблюдательной
скважине
12.6 Интерпретация данных имп
у
льсных
ГДИС
• Импульсные ГДИС можно проанализировать, используя принцип
суперпозиции, в этом случае не имеет значения какой длительности и
амплитуды импульсы во время испытания. Но для этого необходимо
программное обеспечение, способное вычислить временную функцию
суперпозиции.
• Камал и Бригхам (Kamal и Brigham) представили более простой метод
интерпретации, но недостатком этого метода является то, что приходится
накладывать некоторые ограничения на работу активной скважины:
– скважина должна работать с постоянным дебитом q каждый период
добычи во время испытания;
– периоды остановки скважины должны быть одинаковыми, т.е. ∆t
p
;
– периоды работы скважины также должны быть одинаковой
длительности.
• Камал и Бригхам ввели новую переменную F’ = ∆t
p
/ ∆t
c
, где ∆t
c
–
длительность цикла состоящего из последовательных периодов добычи и
остановки скважины.
• Сигнал, измеренный в наблюдательной скважине, имеет чередующиеся
пики и впадины. Пики соответствуют нечетным импульсам, а спады –
четным.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
262
12.6 Интерпретация данных имп
у
льсных
ГДИС
Время
t
L
t
p
t
c
∆p
∆p
12.6 Интерпретация данных имп
у
льсных
ГДИС
• Метод Камала и Бригхама использует две величины:
– перепад давления между пиком и спадом ∆p;
– временная задержка между окончанием импульса и соответствующим
ему спадом и подъемом t
L
.
• ∆p и t
L
определяются следующим образом (рассмотрим на примере
локального максимума):
– проводим касательную через два соседних минимума;
– через рассматриваемый максимум проводим прямую, параллельную
касательной;
–t
L
– время между окончанием импульса и соответствующим
максимумом;
– ∆p–вертикальное смещение параллельных прямых.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
263
12.6 Интерпретация данных имп
у
льсных
ГДИС
2
2
41.18
∆
∆⋅
∆
∆⋅
=
c
L
c
L
D
t
t
ph
t
t
pqB
k
µ
⋅
=
2
2
00036.0
D
LD
L
t
r
t
r
kt
c
µ
φ
12.6 Интерпретация данных имп
у
льсных
ГДИС
• Импульсные ГДИС анализируются с помощью наборов двух типов
палеток, выражающих зависимость амплитуды безразмерного возмущения
пласта ∆p
D
[t
L
/∆t
c
]
2
и безразмерной временной задержки (t
L
)
D
/r
D
2
от
величины t
L
/∆t
c
для
– первого нечетного импульса
– первого четного импульса
– всех нечетных импульсов, за исключением первого
– всех четных импульсов, за исключением первого
• Каждая палетка состоит из набора кривых для различных F’. Безразмерные
величины определяются по формулам:
• Процедура интерпретации состоит из следующих шагов:
– вычисление ∆t
с
и F’, соответствующие работе активной скважины;
– определение t
L
и∆p для соответствующего импульса;
– выбор соответствующих палеток;
– вычисление t
L
/∆t
c
;
– определение по палеткам величин ∆p
D
[t
L
/∆t
c
]
2
и (t
L
)
D
/r
D
2
;
– вычисление k иφc
t
по формулам:
w
D
r
r
r =
2
00036.0
wt
L
LD
rc
kt
t
φµ
=
2
2
41.18
∆
∆⋅
∆
∆⋅
=
c
L
c
L
D
t
t
ph
t
t
pqB
k
µ
()
2
2
00036.0
D
D
L
L
t
r
t
r
kt
c
⋅
=
µ
φ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
264
Пример – Импульсный тест
• Данный пример
предоставлен
Mckinley, Vela и
Car l t o n . Исследуются
добывающие
скважины А8 и А9.
Ак тивная скважина А8
вызывает возмущение
с помощью
последовательности
импульсов (∆t = 1 час,
q = 87.4 м
3
/сут).
Изменение давления
замеряется в
наблюдательной
скважине А9.
• Исходные данные:
B = 1
r = 400 м
Время
t
L
=0.15
t
p
t
c
∆p/ q = 3.3x10
-4
∆p/q, атм/(м
3
/сут)
1234
Пример – Импульсный тест
• Для анализа выберем второй пик, получаем следующие величины:
– ∆p/q = 3.3 х 10
-4
атм/(м
3
/сут)
–t
L
= 0.15 час
• Для данного исследования ∆t
c
= 2 часа и ∆t
p
= 1 час, следовательно
t
L
/∆t
c
= 0.15 / 2 = 0.075
F’ = 1 / 2 = 0.5
• У нас не достаточно информации, чтобы определить проницаемость
пласта, но можно вычислить величину kh/µ. Для этого мы используем
палетку амплитуд безразмерных возмущений пласта на все нечетные
импульсы, за исключением первого.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
265
Пример – Импульсный тест
Амплитуда безразмерных возмущений пласта на все
нечетные импульсы, за исключением первого
0.00128
Пример – Импульсный тест
• По палетке определяем, что отношению t
L
/∆t
c
= 0.075 и величине F’ = 0.5
соответствует значение ∆p
D
[t
L
/∆t
c
]
2
= 0.00128, следовательно
спзммД
t
t
q
p
t
t
pB
kh
c
L
c
L
D
/12695
075.0103.3
00128.01
41.1841.18
24
2
2
⋅=
⋅×
⋅
=
∆
∆
∆
∆⋅
=
−
µ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
266
Пример – Импульсный тест
0.0876
Безразмерные временные задержки после всех
нечетных импульсов, за исключением первого
Пример – Импульсный тест
• По палетке определяем, что безразмерная временная задержка после всех
нечетных импульсов, за исключением первого равна (t
L
)
D
/r
D
2
= 0.0876
[][]
[]
атм
м
м
часспзммД
r
t
r
t
kh
hc
D
LD
L
est
t
5
2
2
2
1089.4
0876.0400
15.012695
00036.000036.0
−
×=
⋅
⋅⋅
=
⋅
=
µ
φ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
267
Контрольные вопросы к Главе 12
1. Какие типовые кривые используются при интерпретации данных
гидропрослушивания:
a. Типовые кривые Agarwal
b. Типовые кривые McKinley
c. Типовые кривые Theis
d. Типовые кривые Gringarten
2. Почему чаще всего используются типовые кривые при анализе данных
гидропрослушивания, а не график в полулогарифмических координатах?
3. Перечислите основные преимущества импульсных методов исследования.
4. Как влияет расстояние между активной и наблюдательной скважиной на
проведении исследований?
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
269
Методология
Методология
интерпретации
интерпретации
данных ГДИС
данных ГДИС
Содер ж ан и е
13.1 Введение
13.2 Проектирование ГДИС
13.3 Подготовка данных
13.4 Диагностика модели
13.5 Интерпретация модели
13.6 Оценка параметров
13.7 Верификация модели
13.8 Заключительный анализ
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
270
• Характеризация пласта с помощью ГДИС была активной областью
исследования и развития последние 50 лет
• Множество моделей и методов было разработано за это время
• Необходимо гарантировать, что методы применяются в правильной
последовательности и касаются только тех порций данных, где
использование этих методов правомерно
• Кроме того, оценка параметров пласта является обратной задачей
гидродинамики, а значит решение такой задачи неоднозначно
• Понятно, что требуется систематический подход к интерпретации и
анализу данных ГДИС, обеспечивающий непротиворечивые и корректные
результаты