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
311
15.3 Применение RFT
Н
а
ч
а
л
ь
н
ы
й
г
р
а
д
и
е
н
т
д
а
в
л
е
н
и
я
•RFT может применяться как на разрабатываемых, так и на не
разрабатываемых месторождениях.
• На разрабатываемом месторождении пластовое давление изменяется по мере
истощения коллектора.
• Если известен начальный градиент давления, RFT может быть использован
для контроля за эффективностью вторичных методов нефтеотдачи и
равномерностью истощения коллектора.
• Левый рисунок показывает замеры пластового давления, сделанные в
скважине, работающей в течение нескольких лет.
• Продуктивный интервал толщиной 50 м разделен пропластками стилолита.
• Сравнивая полученный градиент давления с начальным, заключаем что
пластовое давление уменьшилось на 33 атм, происходит равномерное
истощение пласта, то есть существует вертикальная связь на всем
продуктивном интервале (не смотря на наличие непроницаемых пропластков
стилолита).
• Правый рисунок показывает замеры пластового давления месторождения в
Иране.
• Результаты показывают, что истощение пласта происходит неравномерно.
• Добыча в основном ведется из песчаников (более низкое пластовое давление)
нежели из карбонатов.
15.3 Применение RFT
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
312
15.4 Эффек т избыточного давления
P
f
– пластовое давление
P
s
– давление на вскрытой поверхности пласта в скважине
P
mh
– гидростатическое давление бурового раствора
K
mc
– проницаемость глиняной корки
K
f
– проницаемость пласта
•RFT производит замер давления непосредственно за глиняной коркой на
стенке скважины, однако не всегда замеренное давление совпадает с
пластовым давлением.
• Фильтрат бурового раствора, проникая в глубь пласта, создает зону
повышенного давления в непосредственной близости от стенки скважины.
• Потери бурового раствора в открытом стволе можно рассматривать как
некоторую закачку в скважину, хотя и при небольших объемах.
• На рисунке показан профиль давления для высокопроницаемых пластов,
для которых эффект избыточного давления является несущественным.
• Однако для низкопроницаемых пластов данный эффект оказывает большое
влияние на замеры пластового давления.
15.4 Эффек т избыточного давления
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
313
15.4 Эффек т избыточного давления
• Градиент давления газа, вычисленный из наклона прямой на графике,
полностью совпадает с результатами PVT анализа.
• Точки А и В являются результатом действия эффекта избыточного
давления, то есть предполагается, что проницаемость в этих точках мала.
• Целью приведенного исследования являлось обнаружение газо-водяного
контакта, однако градиент давления воды получить не удалось из-за
эффекта избыточного давления.
• Таким образом выяснилось, что водоносный горизонт обладает маленькой
проницаемостью, а следовательно можно ожидать только небольшого
притока воды в продуктивный интервал.
15.4 Эффек т избыточного давления
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
314
15.5 Оценк а локальной проницаемости пласта
)1(
kr2
Cq
p
dpe
DD
π
µ
=∆
Сферический
приток
Полусферический
приток
)2(
p
q83202
k
DD
d
∆
µ
=
∆p
DD
– величина депрессии (атм)
С – фак тор формы
q – расход через пробоотборник (куб.см/сек)
µ - вязкость флюида (фильтрата бурового раствора) (сР)
k
d
– проницаемость при депрессии (mD)
r
pe
– эффективный радиус пробоотборника (см)
• Анализ периодов падения давления основан на теории сферического
течения малосжимаемой жидкости (обычно фильтрат бурового раствора) в
изотропной однородной среде.
• Так как в период падения давления (в результате отбора проб) условия
установившегося притока соблюдаются достаточно быстро около
пробоотборника, то результирующая величина депрессии определяется
уравнением (1).
• Фактор формы вводится для того, чтобы учесть отклонения от
сферического течения.
• Принимаем С, равным единице (случай полусферического течения), а
r
pe
=0.5r
p
, т.е. эффективный радиус пробоотборника равен половине
действительного радиуса пробоотборника.
• В результате получаем формулу (2) для быстрого определения локальной
проницаемости пласта при падении давления.
15.5 Оценк а локальной проницаемости пласта
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
315
15.5 Оценк а локальной проницаемости пласта.
10
5
0
100 200 300 400
Обратная
величина
проницаемости
Продолжительность наблюдаемого восстановления давления, T
(сек)
ob
1/k
s
~
(мД)
-1
T = 20 сек
q = 1 куб.см/сек
µ=0.5 сП
φ=0.25
C
t
=44.1×10
-6
атм
-1
ob
s
ob
s
obs
T
40
k
~
40
T
k
~
1
или
3.0T0256.0k
~
/1
=
=
−=
15.5 Оценк а локальной проницаемости пласта
• Степень влияния эффекта избыточного давления (SI) прямо
пропорциональна продолжительности наблюдаемого восстановления
давления T
ob
и величине обратной проницаемости (1/k
s
).
• Линейная связь между 1/k
s
и T
ob
имеет следующий вид (из рисунка):
• Однако для величин T
ob
больше 100 сек существует другое выражение для
определения сферической проницаемости:
3.0T0256.0
k
~
1
ob
s
−=
40
T
k
~
1
ob
s
=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
316
15.5 Оценк а локальной проницаемости пласта
)t,T,T(f
21s
∆
Непроницаемая
граница
Непроницаемая
граница
Линии тока
Линии равного потенциала
Радиальный
Сферический
)1(p)t,T,T(fmp
i21sss
+∆
=
)2(
tTT
1
tT
)1q/q(
t
q/q
)t,T,T(f
212
1212
21s
∆++
−
∆+
−
−
∆
=∆
()
)3(c
m
q
2.27283k
3/1
t
3/2
s
1
s
φ
µ=
q
1
, q
2
– расход через пробоотборник (куб.см/сек)
∆t – время начала восстановления давления (сек)
c
t
– сжимаемость (1/атм)
φ – пористость
k
s
– сферическая проницаемость (mD)
• При режиме восстановления давления зона неустановившегося давления
распространяется сферически, однако если существуют непроницаемые
границы, характер распространения становится радиально-
цилиндрическим.
• График давления в пробоотборнике p
s
в зависимости от сферической
функции времени f
s
должен давать прямую линию с наклоном m
s
.
• Формула (1) представляет уравнение этой прямой линии.
• Сферическая функция времени определяется формулой (2).
• Сферическая проницаемость k
s
вычисляется с помощью наклона m
s
по
формуле (3).
• Следует заметить, что начальный этап режима восстановления давления на
графике отклоняется от прямой линии в результате воздействия
послеэксплуатационного притока.
• На позднем этапе отклонение от прямой линии на графике вызывается
эффектом горизонтальных границ.
15.5 Оценк а локальной проницаемости пласта
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
317
Упраж нение 1
476.74741
475.64732
474.94726
474.34721
472.654698
471.84695
470.484686
469.94665
469.84651
469.664633
(абсолютная глубина
скважины)
(м)
Давление
(атм)TVD
Упраж нение 1
• В таблице приведены данные, полученные в ходе исследования газовой
скважины.
• Также приведен каротаж, показывающий газонасыщенность в заданном
интервале.
• Требуется:
1. Нарисовать график «давление - глубина».
2. Определить расположение газо-водяного контакта.
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
318
Упраж нение 2
150215.7209411
300215.5208210
10212.220709
200212.320578
150210.920457
520920336
80208.720215
190208.620094
20206.820003
10206.319932
40205.619811
T
ob
(сек)
Давление
(атм)
TVD
(абсолютная глубина
скважины)
(м)№
• В таблице указаны данные, полученные в результате исследования.
• Градиент давления воды – 0.1025 атм/м
• Связь между продолжительностью наблюдаемого восстановления
давления T
ob
и обратной величиной сферической проницаемости
определяется следующим выражением:
• Требуется:
1. Нарисовать график «давление-глубина».
2. Определить глубину водонефтяного контакта (ВНК).
Упраж нение 2
40
T
k
1
ob
s
=
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
319