Расчет параметров выполняют по различным методикам используя данные изменения давления, зарегистрированные основным (фильтровым-регистрирует изменение давления непосредственно в интервале испытания) и дополнительным (трубным) манометрам.
Все существующие методики обработки диаграмм давлений делятся на 2 группы: методики обработки кривых восстановления давления, методики обработки кривых давления притока.
Многолетняя практика обработки материалов испытаний показала, что наиболее достоверные данные о гидродинамических характеристиках пласта получают при обработке кривых восстановления давления (КВД). Качественные кривые давления в период притока служат дополнением к информации, получаемой по кривым восстановления давления.
Определение средних дебитов притока и компонентов флюида.
Процентный покомпонентный состав флюидов определяют после подъема пробонакопителя и замера объема компонентов флюида. Извлеченного из пласта. В зависимости от процентного состава рассчитывают удельный вес флюида (y, г/см3). В дальнейшем y используют для расчета среднего дебита.
Точность определения среднего дебита имеет перврстепенное значение, т.к во все формулы расчета гидропроводности и проницаемости пласта входит дебит.
Дебит рассчитывается по формуле.
Q= V/T, (3.41)
где V - объем отобранного флюида; Т - время притока
об объеме поступившего флюида можно судить по изменению уровня жидкости, залитой в НКТ, на которых спускают КИИ.
V = (Нкп-Ннп) * S, (3.42)
Где Нкп, Нпп - уровень жидкости в трубах соответственно в конце и начале притока; S-площадь внутреннего сечения труб; и по величине изменения давления, зарегистрированного глубинными манометрами при притоке
V= (Ркп-Рнп) *S/g, (3.43)
Где Ркп, Рнп - давление жидкости на забое скважины соответственно в конце и начале притока; g - удельный вес поступившего флюида.
Обработка кривых восстановления давления (КВД)
При интерпретации КВД чаще всего используют метод, известный в литературе как метод Д.Р. Хорнера.
В основе методики лежит дифференциальное уравнение, описывающее характер изменения давления в пласте после пуска скважины в работу и при всех последующих изменениях условий жидкости к скважине (в т. ч. и при остановке скважины):
dýр+1 dр - mmb dр,
drý r dr k dt (3.44)
где р-давление в пласте на расстоянии r от скважины; m-пористость, к-проницаемость, t-время, mb произведение динамической вязкости на коэффициент упругости.
Сущность метода Хорнера заключается в том, что закрытие скважины после работы с постоянным дебитом Q рассматривается как результат продолжающегося отбора с тем же дебитом, который начинается с момента фактического закрытия скважины и длится в течение всего закрытого периода с тем же дебитом.
Для случая Q=const на внутренней границе пласта (r = rс) решение уравнения (1) примет вид
(3.45)
Где h - эффективная мощность пласта; E1-интегральная эксоненциальная функция; Рпл - пластовое давление; b - объемный коэффициент упругого расширения жидкости притока (для воды b=1).
После соответствующих преобразований уравнение (3.45) принимает вид
Р (t) = Р пл - (Qm. b/4pkh) * lh (2,25kt/mmb) (3.46)
Разницу между начальным пластовым давлением Р пл и давлением на забое закрытой скважины Рс можно представить как сумму падений давления вследствие работы скважины с дебитом +Q в течение времениT + t и с дебитом - Q в течение времени t, где T - продолжительность работы скважины до фактического ее закрытия; t - продолжительность закрытого периода к рассматриваемому моменту времени.
Таким образом получаем
Рпл = Рс + Qpb ln 2,25 (T + t) + - Qm. b ln 2,25k t (3.47)
4pkh mmbr2 4пpkh mmbr2
или
Рс -Рпл = 0,183 Qm. b lg T + t, (3.48)
Kh t
Хорнер впервые предложил применять формулу (3.47) для интерпритации КВД, записанных после непродолжительной работы эксплуатационных скважин.
Порядок расчета параметров пласта с использованием формулы (3.48) заключается в следующем.
Полученную при испытании КВД разбивают на участки с n - м числом точек. Для каждой точки " i" на кривой отсчитываются значения Рi и находится величина lg (T +t) / ti. После этого строится график в координатах: ось абсцисс lg (T+ ti) /ti, ось ординат Рi.
Согласно уравнения (4), эти точки должны лечь на некоторую прямую под углом, тангенс которого ("наклон")
I = 0,183Qmb/kh (3.49)
Эта прямая пересекает ось ординат в точке Рс = Рпл, т. к при этом lg (T +t) /t=0, что эквивалентно t~, т.е. бесконечно длительному периоду восстановления давления. Таким образом, получаем первый параметр = начальное пластовое давление Рпл.
Определив значения пластового давления, дебита при испытании (Qф), начального и конечного давлений притока (Рнп, Ркп) рассчитывают депрессию (DР) и фактический коэффициент продуктивности (hф) по формулам
DРср = Рпл - (Рнп + Ркп) /2 (3.50)
hф = Qф (3.51)
D Рср
Если график выпуклый, то проницаемость ОЗП снижена. Если вогнутый - ОЗП с повышенной проницаемостью.
В случае двухслойных КВД при расчете гидропроводности для каждой зоны берут свойственное им значение " наклона" i.
Потенциальные продуктивность (h n) и дебит (Qn) расчитывают исходя из гидропроводности удаленной зоны пласта, определенной по прямой
hn = 0,0864 kh/mуз (3.52)
Qn = Рпл hn, (3.53)
где hn - [м3/сут/ат] ; kh/mуз - гидропроводность удаленной зоны пласта [Д*см/спз] ; Qп - [м3/сут] ; Рпл - [ат].
Следует отметить, что в понятие потенциальный дебит вкладывается возможность работы незагрязненного пласта при депрессии равной пластовому давлению.
Характер получаемых кривых давления существенно зависит от условий испытания и влияния разных технологических и геологических факторов. К основным факторам при обработке КВД можно отнести:
емкостной эффект подпакерной зоны (послеприточный эффект), замедляющий процесс восстановления давления после остановки скважины;
загрязнение пласта (скин-эффект), связанное с влиянием промывочной жидкости на фильтрационные свойства призабойной зоны.
Приведенный выше метод обработки КВД разработан в предположении, что сразу после закрытия скважины движение жидкости прекращается и дебит равен нулю, т. е "послеприток" отсутствует.
Практически это выполнимо только в условиях интенсивных, высокодебитных притоков, когда количество поступающего флюида в скважину в период ее работы в единицу времени значительно (в 10 -100 раз) превышает поступление жидкости в подпакерную зону в единицу времени после остановки скважины за счет упругих свойств подпакерной жидкости.
В то же время при испытаниях часто приходится иметь дело с очень низкими дебитами при притоке, связанными либо с низкими коллекторскими свойствами пласта, либо со значительным загрязнение пласта, либо с большими значениями объема подпакерного пространства, что характерно для скважин Приобского месторождения. Поэтому для надежной оценки величин истинных проницаемостей пласта необходимо учитывать "послеприток". Прежде чем проводить прямую на графике, рассчитывают время послеприточного эффекта (продолжительностью искаженного участка КВД) tи
По формуле
tи = 4Vп/hф (3.54)
На графике прямая проводится по точкам спустя время tи Если время послеприточного эффекта больше времени восстановления давления (tи > t), то КВД считается незавершенной, параметры пласта определять не следует.
Степень загрязнения пласта, определяемая показателем скин-эффекта, может быть определена как дополнительное снижение давления, которе следует приложить, чтобы преодолеть сопротивление зоны пониженной проницаемости. Численно скин-эффект выражается безразмерным числом, обозначается S и находится из равенства
DРскин = S Qm355
2pkh
С учетом скин-эффекта формула (3.28) принимает следующий вид:
Рс = Рил - Qm[ln 2,25kt + 2S] (3.56)
4pkh mmbr
На практике порядок величины скин-эффекта можно установить по разнице давлений до и после закрытия скважин. Вычитая из равенства (3.50) равенство (3.49) и решая полученное выражение относительно S при условии, что (T =t) /t -l, т.е. Рс=Рпл, получаем следующее выражение для подсчета величины скин-эффекта:
S = 1,151 { [ (Рпл - Ркп) /i (конечного участка] - lg (2,25kt/mbmrý} (3.57)
Поскольку при испытании скважин многие характеристики пластовой системы (пористость m и проницаемость k пласта, вязкость m и сжимаемость b пластовой жидкости) неизвестны, расчетную формулу (13) упрощают, заменив конкретные значения указанных параметров их среднестатистическими значениями. Анализ показывает, что для практических определений величину скин-эффекта можно рассчитать по формуле
S = 1, 151{ [ (Рпл -Ркп) i коп. уч] - lgT - 2,63} (3.58)
Если "скиновая" зона имеет проницаемость пониженную по сравнению с проницаемостью пласта, скин-эффект положительный (S>0); если "скиновая" зона имеет проницаемость повышенную по отношению к проницаемости удаленной части пласта, то скин-эффект отрицательный (S< 0); при S = 0 скин-эффект отсутствует, т.е. проницаемость в удаленной и призабойной зонах пласта равны.
Для качественной оценки состояния околоствольной зоны пласта (ОЗП) используют еще, так называемый, коэффициент состояния прискваженной зоны (Кс), который рассчитывают по формуле
Кс = 0,183 DРф/iкоп. уч (3.59)
Если Кс > 2 - степень закупорки ОЗП большая; Кс = 0,8 +2 -ОЗП чистая; Кс < 0,8 - проницаемость ОЗП повышенная.
Коэффициент снижения проницаемости определяют исходя из значений гидропроводности околоствольной и удаленной зон пласта:
Кз = kh/mуз (3.60)
kh/mозп
kh/mозп - гидропроводность ОЗП.
Для определения возможности фонтанирования скважины при ее освоении необходимо проверить условие
DР = (Рпл - gпл. ж Нпл/10) > 0, (3.61)
где gпл. ж - удельный вес пластовой жидкости, г/см3; Н - глубина залегания продуктивного пласта, м; Рпл - пластовое давление, атм.
Если вышеприведенное неравенство не выполняется, то фонтанировать скважина не будет и необходимо предусмотреть иные способы ее эксплуатации. Если неравенство выполняется, то на момент испытания дебит скважины при фонтанировании был бы:
Qф = hф (Рпл - gпл. жН/10) (3.62)
А потенциальный дебит
Qп = hп (Рпл - gпл. жН/10) (3.63)
Следовательно приведенное уравнения дают возможность по результатам испытания принять правильное решение относительно выбора того или иного варианта скважины (с фонтанной арматурой или без нее, с обработкой призабойной зоны или нет и т.п.)
В качестве примера проведения гидродинамических исследований при помощи КИИ-95 на месторождении приводятся скважина №1269 П.
Произведено испытание 2-х объектов и получены следующие результаты:
1-объект: пласт ЮС2 испытан в интервале 2900-2906м, 2907-2912м. с помощью пластоиспытателя КИИ-95 и получен непромышленный приток, дебитом 0,58м3/сут. при средней депрессии 174 атм.
Кпрод. = 0,0033м3/сут. /атм. Рпл = 324 атм.
2-объект: пласт ЮС1, испытан в итервале 2824-2827м. на трёх режимах:
d 2мм - дебит 4,2м3/сут., Рзаб = 254 атм.
d 4мм - дебит 9,6м3/сут., Рзаб = 238атм.
d 6мм - дебит 13,6м3/сут., Рзаб = 226атм.
Кпрод = 0,2м3/сут/атм.
Рпл =290атм. Т - 910С.
Других объектов, интересных с точки зрения нефтенасыщенности, в разрезе скважины нет. В связи с тем, что расстояние до нефтесборной сети более 5км., скважина подлежит консервации.
Пример проведения гидродинамических исследований
Скважина № 1478
Приразломного месторождение
Интервал испытания: 2716-2753,6 м
Дата испытания: 17 ноября 1995 г
Пласт БС16-18
Условия испытания:
Испытание проведено в обсаженном стволе с помощью КИИ-95.
Искусственный забой скважины - 2770,0 м; глубина установки пакера 2700,0 м; глубина залегания пласта по вертикали - 2612,0 м; внутренний диаметр обсадной колонны D - 126,0 мм; внешний диаметр НКТ (бурильных труб) dl - 73,00 мм; внутренний диаметр НКТ (бурильных труб) d - 62,00 мм; площадь внутреннего поперечного сечения труб - 30,175 см2; удельный вес раствора - 1,16 г/см3
Определение гидростатического давления - Рг. с
МСУ-1-40 номер 4928 К1=-2,594 К2=8,788
Рг. с до пакеровки 33,50 мм 29,18 МПа
Рг. с после пакеровки 33,32 29,022Мпа
Обработка кривой притока
Исходные данные
МСУ - 1-40 № 4928 К1=-2,594 К2=8,788
По данным акта в пробоотборнике получено: нефть 25%
вода 75%
начальное давления притока после пакеровки 8,06мм 6,824Мра
конечное давление на кривой притока 16,17мм 13,951Мпа
начальное давление притока для расчета Q 8,06мм 6,824 Мпа
конечное давление притока для Q 16,17мм 13,951Мпа
продолжительность притока для расчета дебита 122,00мин=7320с
общая продолжительность притока 122,00мин=7320с
удельный вес поступившего флюида 880кг/м3
tи=1,598мин=95,9 сек
Изменеие забойного давления в процессе регистрации КВД
Маномеир МСУ № 4982 К1=-2,594 К2=8,788
| T (мин) | Н (мм) | Lg (T+t) t) | Р (амп) | Lg (60t) |
| 16,17 | 139,51 | |||
| 16,04 | 24,30 | О,93 | 210,95 | 2,98 |
| 32,08 | 24,64 | 0,68 | 213,94 | 3,28 |
| 48,12 | 24,93 | 0,55 | 216,49 | 3,46 |
| 64,16 | 25,21 | 0,46 | 218,95 | 3,59 |
| 80, 20 | 25,38 | 0,40 | 220,45 | 3,68 |
| 96,24 | 25,51 | 0,36 | 221,59 | 3,76 |
| 112,28 | 25,63 | 0,32 | 222,64 | 3,83 |
| 144,36 | 25,90 | 0,27 | 225,02 | 3,94 |
| 176,44 | 26,16 | 0,23 | 227,30 | 4,02 |
| 208,52 | 26,24 | 0, 20 | 228,00 | 4,10 |
| 240,60 | 26,33 | 0,18 | 228,79 | 4,16 |
| 304,76 | 26,53 | 0,15 | 230,55 | 4,26 |
| 465,16 | 26,80 | 0,10 | 232,92 | 4,45 |
| 625,56 | 27,02 | 0,08 | 234,86 | 4,57 |
| 785,96 | 27,09 | 0,06 | 235,47 | 4,67 |
Пластовое давление по КВД 239,00атм
Р1у. з=239,00 lg1у. з= 0,000
Р2у. з = 224,00 Lg2у. з=0,260 I у. л=57,692
Р1зоп-217,00 Lg1озп=0,410
Р2озп=211,00 lg2озп=0,930 iозп=11,538
Результаты данных КИИ
гидростатическое давление по пакеровки 291,8атм.
гидростатическое давление после пакеровки 290,2атм
пластовое давление 239атм
репрессия на пласт 52,8атм
депрессия на пласт: максимальная 170,8атм
средняя 135,1атм
6. объем жидкости, поступившей в трубы 2,44м3
в т. ч. из пласта 2,22м3
7. объем подпакерного пространства 0,87м3
8. дебит общий при средней депрессии 28,8м3/сут
в том числе: за счет притока из пласта 28,8м3/сут
за счет негерметичности 0,0м3/сут
9. потенциальный дебит (придепрессии равной Рпл) 23,0м3/сут
10. возможность фонтанирования - не исключается 9,1
11. дебит свободного фонтанирования на дату испытания 2,0м3/сут
12. потенциальный дебит фонтанирования 0,88м3/сут
13. продуктивность: фактическая 0,213м3, сут/ат
14. коэффициент состояния околоствольной зоны пласта 0,4
15. скин-эффект - 3,44
16. коэффициент снижения проницаемости 0,2
17. коэффициент гидропроводности: ОЗП 5,576Д*см/спз
удаленной зоны - 1,115Д*см/спз
Заключение
При проверке испытания величина максимальной депрессии в начальный момент притока равнялась 170,8 ат. При средней депрессии 135,1ат из пласта получен приток флюида дебитом 28Ю8м3/сут, продуктивность -0,213м3/сут/ат. По данным акта в пробонакопителе 25% нефти и 75% воды. Проба нефти для анализа отобрана.
Возможность фонтанирования на исключается.
По результатам обработки КВД пластовое давление-239 атм., проницаемость околоствольной зоны пласта повышена.
Величина потенциальных гидродинамических ниже фактических.
Полный анализ нефти
Место отбора: интервал 2716-2735,4
2742-2753,6
Дата отбора: 17.11.95
Хлористые соли 172,0
Кинематическая вязкость: при 20%С 14,88ммсек
При 50%С 6,178ммсек
Плотность пикнометром 0,8586г/см3
Механические примеси 0,038%
Сера 0,84%
Начальная температура кипения 74 градусов по цельсию
Техническая часть
Дата: 2019-05-28, просмотров: 238.
