Интерпретация ГДИС нефтяных и газовых месторождений на установившихся режимах фильтрации

 

(5.2)

 

В пределах справедливости линейного  зако-на фильтрации жидкости, т. е. при  линейной зависимости Q=f(DR),коэффициент продуктивности является величиной постоянной и рис. 12 .Индикаторная диаграмма Q = f(DR) численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.

 

(5.3)

 

Откуда коэффициент гидропроводности

 

(5.4)

 

И проницаемость пласта в призабойной  зоне

 

(5.5)

 

Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям.

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 13). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

 

Рис. 13 Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

Искривление индикаторной линии в сторону оси DP (рис. 13, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси³. Это объясняется тремя причинами:

1. Превышение  скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при которых линейный закон Дарси нарушается (V>V_кр)

2. Образованием  вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Р_заб<Р_нас. Чем меньше Р_заб, тем больше радиус этой области.

3. Изменения  проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.

Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 13, кривая 3) объясняется двумя причинами:

1) некачественные  измерения при проведении исследований;

2)неодновременным  вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.

Продуктивные  пласты, как правило, неоднородны. Глубинные дебитограммы для них:

 

 

 

Площадь заштрихованного  прямоугольника прямо пропорциональна  дебиту каждого пропластка. С уменьшением Р_заб (т.е. с ростом DP=Р_пл-Р_заб) растет работающая толщина пласта (h_эф.), откуда по формуле Дюпюи растет Q (рис 13, кривая 3). Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f(DR).

 

 

 

 

 

 

Рис. 14. Индикаторная диаграмма: 2 - замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 - замеренное пластовое давление соответственно завышено и занижено против фактического.

Очевидно, если замеренное пластовое  давление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма (рис. 14, кривая 1) будет располагаться ниже фактической. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии.

Если замеренное пластовое давление окажется ниже фактического, то индикаторная диаграмма в своем начальном участке при экстраполяции его в начало координат может стать выпуклой к оси дебитов (рис. 5.5, кривая 3). Это может привести исследователя к выводу, что вся кривая имеет выпуклый к оси дебитов вид. Для случая искривления индикаторной линии в сторону оси депрессий (Рис. 14, а) при нарушении линейного закона фильтрации скорость фильтрации вблизи перфорационных отверстий становится настолько большой, что числа Рейнольдса превышают критические. Уравнение индикаторной линии записывают в виде:

 

, (5.6)

 

Cаму индикаторную диаграмму индикаторную линию для ее спрямления изображают в координатах

 

   (5.7)

 

где а и b – постоянные численные коэффициенты.

Получим индикаторную прямую в координатах Δр/Q=f(Q) отсекающую на оси ординат отрезок, равный а, с тангенсом угла наклона к оси Q, равным b (рис. 15, б). В этом случае коэффициент продуктивности К является величиной переменной, зависящей от дебита скважины.

 

Рис. 15 Индикаторная диаграмма при нелинейном законе фильтрации: а - ИД в координатах Δр - Q; б - ИД в координатах Δр /Q - Q.

 

Отрезок а, отсекаемый на оси ординат может быть выражен как

 

, (5.8)

 

где , (с₁ и с₂ – фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия).

По отрезку а, отсекаемому на оси Δр/Q, находятся гидропроводность и проницаемость пласта

; (5.18) (5.9)

 

Коэффициент b зависит от конструкции забоя скважины.

6. Расчет параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности

 

Скважина эксплуатирует пласт  толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения  нефти газом равно 140·10⁵ Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).

Для определения параметров пласта можно использовать следующие величины:

R_k=200 м, r_c = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c₁ = c = 10.

Свойства нефти и газа при р_нас: = 1,5 мПа·с; = 0,016 мПа·с, =1,25 и = 0,85 г/см³.

Таблица 1. Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы

Режим	Qж, т/сут	Qн, т/сут	Газовый фактор		Давление, Па
			мз/т	м3/м3	рпл	рзаб
1 2 3 4	20,0 26,0 32,0 38,1	17,1 21,9 28,7 32,1	901 753 663 664	766 640 564 565	81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105	71,5 · 105 69,0 ·105 65,8 · 105 60,7 · 105

 

Значения произведения при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в табл. 2.

  Таблица 2. Значения при различных режимах работы скважины

Наименование		Режим
		1		2		3		4
Средние давления Па Произведение  , мПа·с	76,2·105 2,29		75,0·105 2,31		73,4·105 2,32		70,8·105 2,34

 

В рассматриваемом случае

 

_(5.10)

Следовательно, для расчетов Н необходимо использовать первые зависимости Н (р) табл. 5.2 для = 0,005. Из вспомогательного графика на рис. 6.3 вытекает, что все точки в координатах Г(р) располагаются в области р*<15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле (5.39) при а == 0,375.

По данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Q_ж, (рис. 16).

 

Рис. 16 Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Q_ж, .

 

По прямолинейному участку кривой определен коэффициент

 

 м³/(с·Па).

 

Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле 

 

м² = 0,603 Д.

 

7. Современные информационные системы интерпретации данных ГДИС (программные продукты)

Зарубежные программные продукты: Pan System (EPS), ParadigmGeo Saphir (Kappa), PIE (WTS), F.A.S.T. (Fekete).Interpret (Baker Atlas,), Welltest (SLB), Automate for Windows (Stanford University).

Российские программные продукты: "Камертон" и "Гидро-тест" (ОАО "Сибнефть", РГУ нефти и газа им. Губкина, д.т.н. М.И. Кременецкий). WISE System (Geoservices - ООО "ЛУКОЙЛВолгоградНИПИморнефть", к.т.н. В.С. Левченко) Гидрозонд, МЕТОД, "Интерпретатор-М" (ОАО "НИПИморнефть", д.т.н. Л.Г. Кульпин, к.т.н. В.Ю. Бахишев, Г.В. Бочаров), "Testar" (ЗАО "ИНКОНКО", ВНИИнефть, к.т.н. С.Г. Вольпин и др.), , программа ВНИИГАЗ'а (д.т.н. С.Н. Бузинов), "ГДИ-эффект" (ОАО "ЦГЭ", ООО "ГИС-ГДИ эффект, к.т.н. В.Н. Боганик, Н.А. Пестрикова), программа ОАО "ИМС" (к.т.н. Г.А. Павленко, к.т.н. Н.И. Днепровская),

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Цель интерпретации  ГДИС – определить и охарактеризовать систему по известным входным и выходным сигналам – ОБРАТНАЯ ЗАДАЧА. Главной задачей исследований, является получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки.

Исследование залежей и скважин — это получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Гидродинамические исследования скважин  направлены на решение следующих задач:

• измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;

• измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;

• определение (оценка) МПФС и параметров пластов гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС.

• Оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных.

Проблемы, связанные с  интерпретацией результатов гидродинамических  исследований (ГДИ) скважин, принадлежат к классу обратных задач подземной гидромеханики. Отличительной чертой этих задач, связанных с исследованием математических моделей реальных процессов фильтрации в пористых средах, является то, что дополнительная информация определяется возможностями промыслового эксперимента. Другим фактором, который необходимо учитывать при их решении, является наличие погрешностей в экспериментальных данных. Поэтому разработка и совершенствование методов интерпретации ГДИ скважин являются актуальными задачами подземной гидромеханики и нефтепромысловой практики.

 

 

Список литературы

 

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов.- M.: РХД, 2005.-780 с.
2. Басниев К.С., Цибульский П.Г. Обратная задача теории фильтрации многокомпонентных систем. Нефть и газ. 1980. № 4. С. 55-60.

3.Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. – М. : Недра, 1984. – 269 с.

 

4.Гриценко А.И., Алиев, О.М. Ермилов и др. Руководство по исследованию скважин . – М.: Наука, 1995. –523 с.

5. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. 416 с.

6. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Гидродинамические и промыслово- технологические исследования скважин.- М.: МАКС Пресс,2008.-476 с.

7. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов.– М.: Недра, 1990. – 427 с.

8. Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р. «Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин» ЦППС г. Томск, 2003.
9. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти», изд. Нефть и Газ, Москва 2003
10. Интернет ресурсы: neftegaz.ru; gstar.ru; http://topneftegaz.ru;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

¹ PVT является акронимом для Pressure (давление), Volume (объём), Temperature (температура) являющихся свойствами веществ, в частности пластовых флюидов. Для определения этих свойств проводят термодинамические исследования.

² Джоуля — Томсона эффект, изменение температуры газа в результате медленного протекания его под действием постоянного перепада давления сквозь дроссель — местное препятствие потоку газа (капилляр, вентиль или пористую перегородку, расположенную в трубе на пути потока).

³ Закон Дарси (Анри Дарси, 1856) — закон фильтрации жидкостей и газов в пористой среде. Получен экспериментально. Выражает зависимость скорости фильтрации флюида от градиента напора