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
385
Глава 6
Упражнение 3
t
p
=
1
2
0
t
p
=
7
2
0
t
p
=
4
8
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
-3 -2 -1 0 1 2
MDH график для различных t
p
∆p
MDH
log ∆t
y = 1.98x + 15.668
Глава 6
Упражнение 3
• Как же влияет величина t
p
на точность оценки параметров пласта?
• С помощью специализированного ПО смоделировали три варианта
проведения исследований на восстановление давления. Скважина работала
перед остановкой 48, 120 и 720 часов. Время замера восстановления
давления во всех трех случаях одно и тоже, ∆t= 72 часа. Исходные данные
по скважине и по пласту одинаковые.
• На MDH график нанесли данные для трех случаев. На графике видно
отклонение данных от прямой линии, характеризующей радиальный
приток. Эти точки соответствуют большим значениям ∆t и поэтому уже не
удовлетворяют условию применения MDH метода.
• Данные для случая t
p
= 720 часов достаточно точно ложатся на прямую
линию. При анализе данных получили следующие цифры:
–k = 14.7 мД
–S = 3.8
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
386
Глава 7
Из диагностического графика определяем систему:
Скважина с эффектом ВСС (единичный наклон) искин-фактором
(максимум кривой производной), однородный пласт (стабилизация
производной), единичный непроницаемый разлом (вторая стабилизация
производной удвоенной величины)
0.01
0.1
1
10
0.001 0.01 0.1 1 10 100
время, часы
Дельта P, P'
Упражнение 1
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
387
Глава 7
Проницаемость пласта:
Скин-фактор:
[]
s
log
qB
110 1 1
k 21.195 21.195 208 мД
m h 0.14 80
µ
⋅
⋅
== =
⋅
it1
2
log t w
42
pp
k
S 1.151 log 3.1
mcr
265 264.08 208
1.151 log 3.1 0.9
0.14 0.2 1 2.2 10 0.08
=
−
−
=−+=
φµ
−
=− +=
⋅⋅ × ⋅
Упражнение 1
263.4
263.6
263.8
264
264.2
264.4
264.6
264.8
265
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
время, часы
Давление, атм
наклон m
log
=0.14
P
t=1час
= 264.08 атм
Глава 7
Расстояние до границы определяется по одной из формул:
r
t
kt
d 0.037
c
=
φµ
i
t
kt
d 0.014
c
=
φµ
263.4
263.6
263.8
264
264.2
264.4
264.6
264.8
265
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
время, часы
Давление, атм
t
r
t
i
Упражнение 1
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
388
Глава 7
Расстояние до границы:
[]
r
4
t
kt
208 2
d 0.037 d 0.037 113 м
c 0.2 1 2.2 10
−
⋅
== =
φµ ⋅ ⋅ ×
[]
i
4
t
kt
208 7
d 0.014 0.014 81 м
c 0.2 1 2.2 10
−
⋅
== =
φµ ⋅ ⋅ ×
Упражнение 1
Глава 7
Из диагностического графика определяем систему:
Скважина с эффектом ВСС (единичный наклон) искин-фактором (максимум
кривой производной), однородный пласт (стабилизация производной),
каналоообразный пласт (наклон ½)
0.01
0.1
1
10
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
время, часы
Дельта P, P'
Упражнение 2
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
389
Глава 7
Ширина канала определяется из угла наклона прямолинейного участка
графика в координатах [корень из t; P]:
[]
t
4
qB
1.239
hm k c
110 1 1
1.239 457 м
80 0.039 208 0.2 2.2 10
−
µ
==
φ
⋅
=× =
⋅⋅⋅×
l
l
263
263.2
263.4
263.6
263.8
264
264.2
264.4
264.6
264.8
265
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
корень времени
Давление, атм
наклон m
l
= 0.039
Упражнение 2
Глава 7
Расположение скважины в канале определяется из ординаты точки
пересечения прямолинейного участка графика в координатах [корень из t;
P] с осью ординат:
() ()
i0
kh 208 80
P P S 265 264.05 0.9 6.91
18.41qB 18.41 110 1 1
⋅
σ= − − = − − =
µ⋅⋅⋅
() ()
w
11457
e Arcsin exp Arcsin exp 6.91 0.36
2r 2 0.08
=−σ= −=
ππ ππ⋅
l
[
]
d e 0.36 457 165 м=⋅= ⋅ =l
457 м
165 м
263
263.2
263.4
263.6
263.8
264
264.2
264.4
264.6
264.8
265
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
корень времени
Давление, атм
P
0
= 264.06 атм
Упражнение 2
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
390
Глава 7
206.6
166.6
144.8
128.5
d
0.456.82264.06
0.366.91264.05
0.326.99264.04
0.287.07264.03
eσP
0
Анализ чувствительности расстояния от скважины до ближайшей
границы от P
0
Упражнение 2
Глава 7
Из диагностического графика определяем систему:
Скважина с эффектом ВСС и скин-фактором, однородный замкнутый пласт
0.01
0.1
1
10
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
время, часы
Дельта P, P'
Упражнение 3
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
391
Глава 7
Площадь зоны дренирования определяется из угла наклона
прямолинейного участка графика в координатах [t; P]:
262
262.2
262.4
262.6
262.8
263
263.2
263.4
263.6
263.8
264
264.2
264.4
264.6
264.8
265
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
время, часы
Давление, атм
наклон m* = 0.008
2
*4
t
0.042qB 0.042 110 1 1
A 164062.5 м
c hm 0.2 2.2 10 80 0.008
−
µ⋅⋅⋅
== =
φ⋅×⋅⋅
3
поровый
*4
t
0.042qB 0.042 110 1 1
VhA 2625000м
cm 2.2 10 0.008
−
µ
⋅⋅⋅
=ϕ= = =
×⋅
Упражнение 3
Глава 7
262
262.2
262.4
262.6
262.8
263
263.2
263.4
263.6
263.8
264
264.2
264.4
264.6
264.8
265
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
время, часы
Давление, атм
Форма зоны дренирования определяется из точки пересечения
прямолинейного участка графика с осью ординат :
i0
A
2
ln w
2
PP
A
C2.2458exp ln 2S
mr
265 263.94 164 062.5
2.2458 exp ln 2 0.9 9.34
0.14 2.302585 0.08
−
=⋅−++=
−
=⋅− + +⋅=
P
0
=263.94 атм
Упражнение 3
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
392
Глава 7
13.65
10.99
9.34
8.11
C
A
Форма
0.01820.16
0.41940.15
0.92080.14
1.52240.13
Skm
log
Упражнение 3
Глава 7
Среднее давление находится с помощью MBH метода
1. Определяем t
SSS
:
t
p
<t
SSS
, так как 360 < 1015.9
2. Строим график Хорнера с t
p
=360 часов
Упражнение 4
()
5
t
SSS DA
SSS
cA
0.2 1 5 10 640 000
t t 0.4 1015.9
0.00036 k 0.00036 7
−
φµ
⋅⋅× ⋅
== =
⋅
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
393
Глава 7
Выделяем прямолинейный участок на данных (для того,
чтобы быть уверенным в выборе «правильных» данных
используем диагностический график).
3. Определяем экстраполированное давление P*
Упражнение 4
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
1 10 100 1000 10000 100000 1000000
(360+дельта t)/дельта t
Давление, атм
P* = 261 атм
наклон m= 11.3
Глава 7
[]
log
*
DMBH
m
11.3
P P P 261 0.7 257.6 атм
2.303 2.303
=− = − ⋅ =
p
pDA
5
t
0.00036 kt
0.00036 7 360
t0.142
c A 0.2 1 5 10 640000
−
⋅⋅
== =
φµ ⋅ ⋅ × ⋅
Упражнение 4
4.
5. P
D MBH
= 0.7
6.
Безразмерное время t
pDA
P
D MBH
=(P
*
-P)/m
ln
Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела
394
Глава 10
Упражнение 1
• Необходимо вычислить псевдодавление в соответствии с выражением
используя данные из таблицы.
• Интеграл в выражении псевдодавления вычисляется численным методом,
т.к. сложно выразить зависимость свойств газа (µ и z) как функцию
давления p. Свойства газа обычно определяются по корреляциям.
• Интеграл в формуле псевдодавления можно вычислить, воспользовавшись
следующим выражением, представляющим численный расчет интеграла по
методу трапеции:
() ()
1
1
2
2
1
2
−
−
=
−
+
=
∑
ii
ii
n
i
pp
z
p
z
p
p
µµ
ψ
()()
dp
pZp
p
p
p
∫
=
0
2
µ
ψ