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

281

Проектирование

ГДИС

Содер ж ан и е

14.1 Введение

14.2 Задачи проведения ГДИС

14.3 Требования к исходной информации

14.4 Вид исследований

14.5 Варианты проектирования ГДИС

14.6 Манометры

14.7 Дополнительные данные

14.8 Минимизация возможных проблем при исследовании и

интерпретации

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

282

14.1 Введение

• ГДИС – изучение продуктивных пластов при их испытании, освоении и

эксплуатации в скважинах с целью получения данных об их продуктивности

(приемистости), фильтрационных параметрах и скин-факторе, условиях на

границе пласта, анизотропии пласта по проницаемости, режиме залежи и т.д.

• Проектирование ГДИС необходимо для того, чтобы показать, что

предложенное испытание выполняет поставленные задачи. Путем

прогнозирования вероятного поведения давления инженер может

продемонстрировать реальность обнаружения и описания предполагаемых

особенностей пласта. Кроме этого, определяется точность измерений,

предъявляемых к манометрам. Выбирается оборудование для минимизации

сложностей (например, установка пакера для ликвидации влияния

сжимаемости жидкости в стволе скважины).

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

283

Проектирование ГДИС

• Какие параметры необходимо определить

• Какой вид исследований требуется

• Какой инструмент использовать

• Продолжительность исследования

• Требуемые дополнительные данные

• Минимизация проблем при исследовании

Проектирование ГДИС

• Условие успеха интерпретации ГДИС – полнота и качество

полученных данных. Полнота и качество полученных данных будет

соответствовать необходимым требованиям только в условиях

использовании правильной технологии и оборудования, что

реализуется с помощью проектирования работ. Так как набор

информации, который возможно получить в процессе ГДИС,

разнообразен, то на начальном этапе необходимо определить какие

данные необходимы и с помощью какого вида исследований

возможно их получить. После выбора вида исследований необходимо

определить требуемую продолжительность работ и диапазон

реагирования давления для использования соответствующего

оборудования (датчик давления). Кроме этого, необходимо учесть

вопрос о требуемых дополнительных данных и возможных вариантах

их получения или расчета. Если прогнозируются возможные

осложнения или проблемы при проведении и интерпретации ГДИС

(сжимаемость жидкости в стволе, переменный дебит и т.д.), то

необходимо предусмотреть мероприятия по их минимизации.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

284

14.2 Задачи проведения ГДИС

7553288773127

Радиус исследования

7.70E-06

Коэффициент удельной

проводимости

0.2207

Коэффициент доли

емкости трещин

0.2

Отношение гор. к верт.

проницаемости

0.5

Расположение в пласте

(h/H)

500

Горизонтальная длина

-4.21.123.2-4.3

Скин (для ГРП:x

, k

)

255336612718

Проницаемость

Двойная

пористость

ГС

Высокий

скин

ГРППараметры

14.2 Задачи проведения ГДИС

Изначально необходимо ответить на вопрос, зачем мы проводим ГДИС, и

какие параметры необходимо получить. Гидродинамические исследования

позволяют получить следующие основные виды данных:

• Насыщение пласта и коэффициент продуктивности

• Информация о пласте (проницаемость, неоднородность) в пределах

соответствующего радиуса исследования

• Совершенство вскрытия (скин)

• Наличие разломов, их проводимость

• Зона дренирования скважины и соответствующие запасы нефти

• Безразмерная проводимость трещины в скважине после проведения ГРП

• В горизонтальной скважине (эффективная длина, положение

горизонтального ствола относительно кровли и подошвы, отношение

вертикальной и горизонтальной проницаемости, геометрический скин,

показывающий преимущество относительно ВС)

• В нагнетательных скважинах фронт заводнения и композиционный скин

• Параметры двойной пористости в трещиноватых коллекторах

• Пластовое давление

• Отбор проб пластовых флюидов

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

285

14.3 Требования к исходной информации

• Анализ темпов изменения давления на базе

логарифмических производных давления

• Количество замеров давления для полноценного

анализа

• Требования к инженерно-техническому

персоналу

14.3 Требования к исходной информации

• Успех гидродинамических исследований зависит от полноты и качества

полученных данных. Высокоточные глубинные электронные манометры

позволяют использовать при анализе данных ГДИС темпы изменения

давления на базе логарифмических производных давления.

• Замеры давления с интервалом 15 сек за первые несколько мин.

необходимы для определения влияния сжимаемости жидкости в стволе

скважины. В процессе исследований интервалы замеров можно увеличить.

Эмпирическое правило – на один логарифмический цикл по шкале времени

должно быть порядка 15-20 замеров давления, что улучшает качество

интерпретации и увеличивает число определяемых параметров

продуктивных пластов.

• При этом повышаются требования к инженерно-техническому персоналу,

потому что требуется планирование исследований с соответствующими

расчетами, расшифровка и обработка промысловых данных с применением

компьютерных технологий, интерпретация на базе знаний физических и

теоретических основ ГДИС в совокупности с геолого-геофизичекой

информацией, сведений по разработке залежей и эксплуатации скважин.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

286

14.4 Вид исследований

• Зависит от типа и статуса скважины

• Возмож ность потерь времени и добычи

• Замер забойного давления в скважинах

механизированного фонда

• Влияние состава и дебита флюида может быть

значительно

14.4 Вид исследований

• Выбор необходимого вида исследования (КПД, КВД на добывающих и

нагнетательных скважинах, гидропрослушивание, ИП, КВУ) зависит

от типа и статуса скважины. Кроме этого, учитывается требование

нефтяной компании проведения исследований без потерь времени

эксплуатации скважин и добычи нефти. В скважинах

механизированного фонда решается вопрос замера забойного

давления. Влияние состава и дебита добываемого флюида может быть

значительно. Очень полезно одновременно замерять устьевое давления

(буферное и затрубное) для отображения влияния сжимаемости

жидкости в стволе или утечек в пакере или трубах.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

287

• Изменение дебита описывается уравнением Ru ssel l

• График зависимости забойного давления от должна быть

прямая линия с тангенсом угла наклона

• Точка пересечения

• Время стабилизации меньше при снижении дебита, чем при его увеличении

ГДИС при изменении дебита

int

PtLog

LogmP













∆+













∆

∆+

⋅=

195.21

−=













∆+













∆

∆+

tLog

Log













⋅+−













⋅+= S

Log

mPP

86859.009232.3

int

φµ

()

























−













−=∆

−

= 09232.3

1513.1

hrwf

Log

PtP

φµ

ГДИС при изменении дебита

• Определение параметров пласта в механизированном фонде без потерь

времени эксплуатации скважины и добычи нефти возможно с помощью

изменения дебита скважины (изменение частоты тока погружного

электродвигателя) и замера забойного давления с помощью глубинного

датчика давления, который установлен на ЭЦН. При этом удобнее снизить

дебит, так как при этом сокращается период стабилизации.

• Изменение дебита описывается уравнением Russell. График зависимости

забойного давления от выражения в скобках есть прямая линия с

тангенсом угла наклона.

• Изменение частоты тока погружного электродвигателя позволяет

изменить дебит примерно в 2 раза. При снижении дебита в 2 раза

потребуется около 10 мин, чтобы получить один логарифмический цикл

на полулогарифмическом графике. При снижении дебита на 40 % уже

потребуется около 30 мин для качественного анализа графика. При

снижении дебита на 30% потребуется для исследований около 3-5 часов.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

288

14.5 Варианты проектирования ГДИС

• Определение ключевых элементов исследования

• Оценк а возможного поведения давления

• Исследования без проектирования

14.5 Варианты проектирования ГДИС

• Существует три возможных метода проектирования ГДИС:

1. Определение ключевых элементов исследования: окончание влияния

эффекта сжимаемости, окончание радиального притока, угол

наклона линии радиального притока, диапазон изменения давления

2. Задавая возможные значения свойств пласта оценка возможного

поведения давления

3. Проведение исследования без его проектирования (применим при

достаточном накопленном опыте исследований)

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

289

Оценка ключевых моментов

• Начальная точка радиального притока:

• C= 0.01 bbl/psi (закрыта на поверхности) C= 0.0001 bbl/ psi (закрыта на

забое) C= 0.05 (уровень жидкости в затрубном пространстве)

• Конечная точка радиального притока

• Угол наклона

• РазницадавленияналинииMTR

• Выбор соответствующей чувствительности инструмента

(

)

tAc

Dat

⋅

00036.0

1.0

φµ

−=

195.21













⋅=∆

Logmp

()

154726531

⋅+

≥

КПД,

Нагнетание давления

КВД,

Сп ад давления

22109

14.0

Сe

≥∆

Оценка ключевых моментов

• Наиболее простым методом проектирования ГДИС - определение

ключевых элементов исследования: окончание эффекта сжимаемости,

окончание радиального режима, угол наклона линии радиального режима,

диапазон изменения давления. Используются различные формулы для

КПД и КВД.

• Если необходимо иметь для анализа полный цикл логарифмической

шкалы, то это время необходимо увеличить в 10 раз. Если требуется

оценить объем дренирования скважины, то безразмерное время должно

быть более 1. Завершение периода радиального притока соответствует

условию, когда безразмерное время равно 0.1.

• Коэффициент (С

) учитывает эффект сжимаемости жидкости в стволе

скважины, равен произведению объема скважинного пространства на

сжимаемость жидкости. Диапазон изменения коэффициента для

фонтанных скважин от 0.01 до 0.1 м

/атм, для механизированных от 0.1 до

1 м

/атм.

• Проницаемость, толщина, вязкость, скин-фактор предполагаются из

накопленного опыта предыдущих исследований, интерпретации

петрофизических данных и результатов ГИС.

• Манометр должен быть достаточно чувствительным для определения

заданного перепада давления за определенный промежуток времени.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

290

Ключевые элементы ГДИС

для Крапивинского месторождения

(q = 50 м

/сут, S = 2)

0.070.4 / 2.40.04 / 0.21000

0.140.7 / 50.07 / 0.5500

0.73.7 / 240.4 / 2.4100

1.47.4 / 480.7 / 4.850

6.837 / 2403.7 / 2410

Наклон, атм /

лог. цикл

Период 1 лог.

цикла рад.

притока, часы

фонтан/

насос

Начало рад.

притока,

часы

фонтан/

насос

k, мД

Ключевые элементы ГДИС

для Крапивинского месторождения

• Для условий Крапивинского месторождения период влияния

сжимаемости жидкости в стволе скважины в зависимости от

проницаемости пласта и способа эксплуатации скважины составит от 2

минут до 24 часов. Для определения проницаемости пласта и скин

эффекта достаточно получить значения одного логарифмического цикла

на периоде радиального притока. Для этого потребуется на фонтанной

скважине проводить исследование в течение 37 часов для

проницаемости 0.01 мкм

и только 24 минуты для проницаемости 1

мкм

. На скважине с механизированным способом эксплуатации

необходимо 240 часов исследований для проницаемости 0.01 мкм

только 2.4 часа для проницаемости 1 мкм

• Наклон прямой линии на полулогарифмическом графике составит от

0.07 до 6.8 атм на один логарифмический цикл шкалы времени при

значении дебита скважины 50 м

/сут.