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

2.2 Несовершенство по степени вскрытия

пласта

ЗОНА СХОДИМОСТИ

ФИЛЬТРАЦИОННЫХ

ПОТОКОВ

ПРОФИЛЬ

ДАВЛЕНИЯ В

ПЛАСТЕ

ИДЕАЛЬНАЯ К РИВАЯ

(S=0)

Сов ок у п н ый ск и н -эффек т в несовершенной скважине с

загрязненной ПЗП

Налож ение эффек тов

частичного

проникновения и

загрязнения ПЗП

ОТКЛОНЕНИЕ ОТ

ПЛОСКО-

РАД ИАЛ ЬНОГО

ПРИТОКА

НЕТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ

ПЗП

pda

SSS +=+=

2.2 Несовершенство по степени вскрытия

пласта

• Оценив совокупный эффект повреждения ПЗП и частичного вскрытия

пласта, предположим, что

– зона с ухудшенными фильтрационными характеристиками очень тонкая

и фильтрационные потоки в ней можно считать параллельными;

– отклонение от плоскорадиального притока имеет место глубже в пласте в

незагрязненной зоне

• Совокупный скин-фактор (определенный, например, по данным ГДИС)

представляется суммой двух компонентов:

= S

+ S

– уравнение Jones и Watts

где S

= псевдо скин-фактор – несовершенство вскрытия,

= остаточный скин-фактор – загрязнения ПЗП (предполагает приток

по всей эффективной толщине пласта).

• Так как истинный скин-фактор характеризует приток только через интервал

перфорации, тогда соотношение между остаточным и истинным скин-

фактором примет вид:S

= S

/ b,

где S

= истинный скин-фактор;

b= коэффициент вскрытия пласта.

• Окончательное выражение для совокупного скин-эффекта примет вид:

= S

/ b + S

• Следует отметить, что только истинный скин-фактор S

, характеризующий

загрязнение ПЗП, может быть изменен (уменьшен) вследствие

интенсификации притока (СКО или гидроразрыв пласта).

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

2.2 Несовершенство по степени вскрытия

пласта - Упраж нение

• Скважина проперфорирована на интервале 30.48 м в середине продуктивного

пласта (h = 91.44м).

• Из анализа данных ГДИС определили совокупный скин-фак тор S

= 20.

• Определите возможное увеличение продуктивности скважины, если

дополнительные 30.48 м будут проперфорированы таким образом, что весь

интервал перфорации будет расположен в центре продуктивной зоны.

• Необходимые данные:

= 180 мД r

= 0.0762 м µ

= 1.0 спз

= 5 мД r

= 304.8 м B

= 1.2

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

2.3 Эффек т наклонной скважины

-2

-4

-6

swp

α=75

Корреляция

Ci n co &

Miller

2.3 Эффек т наклонной скважины

• В условиях вскрытия пласта под углом α площадь контакта скважины и

пласта увеличивается, скорость фильтрации и градиент давления

уменьшаются.

• Эффект наклонной скважины (перфорация по всему продуктивному

интервалу) исследовали Cinco, Miller и Ramey. Результаты моделирования

представлены в виде корреляции для определения псевдо скин-фактора за

счет наклона скважины S

swp

•S

swp

– является функцией угла наклона α и отношения толщины пласта к

радиусу скважины h / r

. И может быть определен по формуле:

• Обычно псевдо скин-фактор за счет наклона скважины отрицательный, т.к.

депрессия при установившемся или псевдоустановившемся режиме притока

меньше чем для одномерного плоскорадиального течения.

• Данная корреляция не учитывает несовершенство скважины по степени

вскрытия. Предполагается, что псевдо скин-факторы S

и S

swp

арифметически складываются для оценки скин-эффекта наклонной

скважины с частичным вскрытием продуктивного пласта.

2.06 1.865

swp

Slog

41 56 100

при 075и 40





αα

 

=− −



 

 





<α< >

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

2.4 Обобщенная концепция

скин-эффек та

rre

weff w

−

∆p

eff

Эффек т и в н ый ради у с

скважины

Вертик альная

трещина

<< r

= полудлина

трещины ГРП

Трещина ГРП

Ск в аж и н а с ГРП

2.4 Обобщенная концепция

скин-эффек та

• ГРП значительно увеличивает продуктивность скважины и является одним

из самых распространенных методов интенсификации притока. ГРП

изменяет фильтрационные свойства призабойной зоны пласта, т.е. если

размеры области дренирования скважины значительно превосходят размеры

трещины r

>> x

, то приток можно рассматривать как псевдорадиальный с

отрицательным скин-эффектом S

. Продуктивность скважины может быть

спрогнозирована с помощью уравнений радиального притока при

использовании эффективного радиуса скважины r

weff

• При использовании r

weff

, дополнительный перепад давлений, вследствие

изменения фильтрационных свойств ПЗП, учитывается уменьшением

(увеличением) радиуса скважины до определенного эффективного значения.

Соотношение между скин-фактором и эффективным радиусом скважины

определяется выражением:

Для трещины бесконечной проводимости эффективный радиус равен

половине полудлины трещины (Prats) и потери давления в трещине не

учитываются, тогда окончательное выражение для скин-фактора примет вид:

eff

err

−

effw

lnln

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

2.4 Обобщенная концепция

скин-эффек та

Гео скин-фак тор

10600

10500

10400

10300

11100

11000

10900

10800

10700

10200

10600

10100

10500

10000

10400

10300

9900

9800

9700

9600

10100

10200

10000

9500

10600

10500

10400

10200

10000

9900

9800

9700

9600

9500

10100

10300

10200

10300

10400

10500

10600

10700

10800

10900

11000

11100

11200

11300

10600

10500

10400

10300

10200

11200

11300

11400

11500

11100

10100

10000

9900

9800

9700

9600

11000

10900

10800

10700

10600

10500

10400

10300

9500

10600

10500

10400

10200

10000

9900

9800

9700

9600

9500

10100

10300

10100

10200

10300

10400

10500

10600

10700

10800

10900

11000

11100

11200

11300

Core DST

Возникновение

микротрешин

Изменение

коэффициента

подвижности

Нагнетательная

скважина

2.4 Обобщенная концепция

скин-эффек та

• Перфорирование – скин-фактор после проведения перфорационных работ:

– Приток ограничивается только перфорационными отверстиями, а не всей

вскрытой поверхностью скважины: S > 0;

– Перфорационные отверстия проникают дальше в неповрежденную зону

пласта (микротрещины): S < 0.

• Горизонтальные скважины – при определенных условиях горизонтальную

скважину можно рассматривать как вертикальную скважину с

отрицательным скин-фактором, т.к. увеличивается площадь контакта

скважины и пласта и, как следствие, улучшение притока.

• Газовые скважины: отклонение от закона Дарси – скорость фильтрации

флюида в газовой скважине очень высока. Положительный скин-фактор,

зависящий от дебита скважины, выражает дополнительный перепад

давления вследствие турбулентного течения в околоскважинной зоне.

• Скин-эффект в нагнетательных скважинах – нагнетание жидкости (вода,

полимеры и т.д.) в пласт вызывает изменение коэффициента подвижности

(k/µ) в призабойной зоне. Это вызывает дополнительное падение давления,

которое также можно рассматривать с позиции скин-эффекта, при условии,

что зона сжимаемости распространилась далеко вперед радиуса нагнетания

жидкости.

• Геологический скин – скважина, вскрывающая низкопроницаемые или

высокопроницаемые линзы.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

Контрольные вопросы к Главе 2

1. Перечислите причины снижения проницаемости в ПЗП?

2. В каких ситуациях скин-фактор является отрицательной величиной?

3. Почему в скважинах с частичным проникновением или вскрытием очень

важна вертикальная составляющая проницаемости k

4. Почему наклонная скважина, вскрывающая пласт по всей продуктивной

толщине, дает отрицательный скин-фактор?

5. Перечислите 6 факторов, которые влияют на совокупный скин-фактор?

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

Эффек т

влияния объема ствола

скважины на перераспределение

забойного давления

3.1 Определение

3.2 Коэффициент Cs в фонтанирующих скважинах

3.3 Коэффициент Cs в скважинах, оборудованных насосом

3.4 Давление в начальный период влияния объема ствола

скважины

3.5 Приток из пласта в период влияния объема ствола

скважины

3.6 Конец эффекта влияния объема ствола скважины

Содер ж ан и е

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

3.1 Определение

• Анализ данных ГДИС – анализ реакции забойного давления на изменение

дебита скважины

• Во многих исследованиях дебит контролируется на устье скважины

• Однако постоянство дебита на устье скважины не означает постоянства

дебита на забое из-за эффектов, происходящих в стволе скважины

• Это явление называется влиянием объема ствола скважины (ВСС) на

перераспределение забойного давления

• ВСС может быть вызван несколькими причинами. Две основные:

– Расширение/сжатие флюида в стволе скважины

– Меняющийся уровень флюида в стволе скважины

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

3.1 Определение

Дебит на устье ск важины

Дебит на забое ск важины

Период влияния объема ствола

скважины

∆

=−

∆

– к оэффициент влияния объема ствола

скважины

3.1 Определение

• Период, когда дебит на забое меняется, называется периодом влияния

объема ствола скважины

• ВСС характеризуется коэффициентом влияния объема ствола

скважины C

, который определяется как изменение объема флюида в

стволе скважины на единицу изменения забойного давления: Cs=-∆V / ∆P

• Единицы измерения C

[м

/атм]

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

3.2 Коэффициент C

в фонтанирующих

скважинах

VcVP∆=− ∆

∆

=−

∆

– объем флюида в стволе скважины [м

]

c–сжимаемость флюида в стволе скважины [атм

-1

]

• Рассмотрим исследование скважины по методу КПД

• В момент времени t=0скважина мгновенно пускается в эксплуатацию

(после продолжительного периода простоя) с постоянным дебитом q

• Дебит на поверхности мгновенно меняется с 0 до q. Однако дебит на забое

увеличивается постепенно

• Первоначальная добыча поддерживается за счет сжимаемости столба

флюида в стволе скважины, который изначально сжат до пластового

давления P

• По мере добычи забойное давление падает, приток из пласта постепенно

увеличивается

• Расширение флюида в стволе скважины подчиняется уравнению:

• Отсюда

Здесь V

– объем ствола скважины [м

]; с – сжимаемость флюида [атм

-1

]

• Порядок величины: 0,01–0,1 м

/атм

VcVP∆=− ∆

CcV

⋅

3.2 Коэффициент C

в фонтанирующих

скважинах