система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам, замер с помощью различных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др ), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках – параметрах пластов и скважин.
Стадия промышленной разведки месторождения получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки, т.е. выявление общей картины неоднородностей пласта по площади. Стадии пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения : уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабатываемого объекта, необходимых для дальнейшего проектирования; получение информации о динамике процесса разработки, необходимой для его регулирования; определение технологической эффективности мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка призабойных зон скважин, гидроразрыв и т.д.)
Наземные замеры (промысловая информация: дебит, обводненность, давление) Замеры уровня затрубной жидкости Замеры пластового давления Индикаторные диаграммы КВД/КПД Профиль притока/закачки СПСК/ТМС Трассерные исследования
ЭЦН Ндин
Замер давления и динамического уровня в межколонном (затрубном) пространстве с целью контроля за работой добывающих скважин механизированного фонда для определения Ндин., Рзатр., Рзаб. Рзатр.=10 атм, t =3.2 сек, u зв.=380м/с Замер уровня жидкости
Замер забойного давления при различных диаметрах штуцеров (дебитах) Спуск датчика и замер забойного о становленной скважины
Профиль притока и приемистости -Механическая расходометрия Принцип действия : Прибор представляет из себя серию вертушек с датчиком вращения Дебит определяется по частоте вращения вертушек Как правило замеры сопровождаются замерами ГК и манометр-термометр, иногда влагомером/резистивомером Цель исследования : Определить приток/приемистость каждого отдельного интервала. В том числе из негерметичной обсадной колонны Определить обводненность каждого интервала (при наличии влагомера) Определение пластового давления и коэффициента продуктивности каждого интервала (при возможности изменения дебита)
Профиль притока и приемистости - Термокондуктивная расходометрия Принцип действия : Прибор состоит из нагревательного элемента нагревающегося выше температуры жидкости и датчика температуры Дебит определяется по степени охлаждения нагревательного прибора Так как метод является косвенным, проводится несколько измерений в том числе фоновый Как правило замеры сопровождаются замерами ГК и манометр-термометр, иногда влагомером/резистивомером Цель исследования : Определить приток/приемистость каждого отдельного интервала Определить обводненность каждого интервала (при наличии влагомера) Те же что и у термометрии (наличие заколонных перетоков, целостность колонны и НКТ) Нагревательный элемент Термометр t 1 t 2 t 2 < t 1
Замер динамики изменения забойного давления непосредственно после остановки/пуска скважины
Остановка нагнетательной скважины с одновременным замером динамики давления в соседних
Скважинные камеры
Годы Методики Определяемые характеристики 50-е Метод касательных (преобразования Лапласа) Однородный пласт Конец 60-х начало 70-х Анализ типовых кривых (функции Грина) + Эффекты в призабойной зоне Конец 70-х Типовые кривые с несколькими определяющими переменными (Интегрированная методология алгоритма Стефана) + пласты с двойной пористостью Середина 80-х Диагностические кривые (производные) + неоднородные пласты, влияние границ 90-е Использование интерпретационных моделей, применение ТМС, специализированное программное обеспечение + многопластовые залежи
Годы Используемые приборы До 1970 Механические манометры давления 1975 Электронные датчики давления 1980 Поверхностные приборы обработки данных о забойном давлении 1980 Приборы для исследования горизонтальных скважин 1983 Появление специализированного ПО 1986 Появление мощных персональных компьютеров Конец 1990-х Оборудование скважин ТМС
Область исследования пласта Анализируемые эффекты Призабойная зона - коэффициент влияния ствола скважины - высокопроводимые трещины, - слабопроводимые трещины, - ограничение притока, - горизонтальные скважины. Характеристики пласта - однородный, - двойная пористость, - две контрастные проницаемости, - многофазный приток, - слоистый пласт (с/без перетоков). Тип границ - непроницаемая граница, - слабопроводящая граница, - полосообразный пласт, - две пересекающиеся непроводящие границы, - открытый и замкнутый участок пласта, - граница с постоянным давлением.
ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ ПЕРТОФИЗИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ Объем исследований: V=V 1 N 1 V 1 =10 -4 М 3 – объем образца ; N 1 =150 - кол-во образцов ; 1,5 ·10 -2 м 3 Точность петрофизических исследований очень высокая.
Объем исследований: V= 2 π R 2 Н ср N 2 R = 1 м – радиус исс-ний ; H ср =10 м – средняя __ ___ мощность ; N 2 =100 - кол-во скважин ; 6·10 3 м 3 ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ Главное достоинство геофизических исследований – детальность описания разрезов скважин.
Объем исследований: V= 2 π R 2 Н ср N 2 L 3 = 150 м – радиус исс-ний ; H ср =10 м – средняя мощность ; N 2 =10 - кол-во скважин ; 12·10 6 м 3 ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ Достоверность - прямые измерения фильтрационных свойств пласта, осредненных по призабойной зоне.
Временной сейсмический разрез Увязка скважинных данных и сейсморазведки СЕЙСМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ Сейсморазведка сама по себе несет очень большой объем полезной информации и используем мы, как правило, лишь небольшую ее часть. Обработка направлена на то, чтобы временной разрез выглядел подобно геологическому. При этом нельзя забывать, что он остается по-прежнему только волновым полем со своими особенностями.
Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная кривая / IPR), основанное на законе Дарси, является прямой линией (для нефтяной скважины). IPR определена на отрезке между средним пластовым давлением (P r ) и атмосферным давлением (P атм ). Производительность, соответствующая атмосферному давлению на забое – это максимально возможный теоретический дебит скважины ( q max ). Дебит при забойном давлении, равном среднему пластовому давлению, равен нулю. P r P атм q max 1 Наклон = коэфф. продуктивности ( PI ) Индикаторная кривая ( IPR)
Пример : Построение индикаторной кривой ( IPR). 1)Рассчитать максимальный теоретический дебит ( q o max ). 2)Построить индикаторную кривую ( IPR). 3)Определить коэффициент продуктивности (PI).
Pr = q o max Замер и построение индикаторной диаграммы
Вогель смоделировал производительность огромного количества скважин с пластовым давлением ниже давления насыщения ( P b ), и построил график зависимости P wf /P r и q o / q max. Вогель представил на графике данные, используя следующие безразмерные переменные : и Кривая Вогеля Диаграмма Вогеля
Диаграма Вогеля для притока, пластовое давление ниже давления насыщения, P < P b : Для сравнения, индикаторная кривая в виде прямой задается следующим уравнением :
29 КВД/КПД: Что такое прямые и обратные задачи
30 Если известны Вх и Вых, необходимо найти С. ИДЕНТИФИКАЦИЯ обратная задача, неединственное решение Диагностика модели: например Вх = 1, 2, 3, Вых = 6, Какой знак у С ? С = + или *
31 Если известны Вх и С, необходимо найти Вых КОНВОЛЮЦИЯ прямая задача, единственное решение Модельный прогноз: например Вх = 1, 2, 3, С = + Чему равно Вых ? Вых = 6
32 Если известны С и Вых, необходимо найти Вх ДЕКОНВОЛЮЦИЯ обратная задача, неединственное решение Конверсия : например Вых = 6, С = + Чему равно Вх ? Вх = ( 1 и 5 ) или ( 4 и 2 ) или ( 3 и 3 )
33 ШАГ 1: ПОДБОР МОДЕЛИ Необходимо найти МОДЕЛЬ С’, поведение которой близко к характеристикам пласта С г де Вых’ качественно схожа с Вых Обратная задача, неединственное решение. Для повышения достоверности интерпретации необходимо: увеличивать длительность исследования, привлекать результаты других предыдущих исследований, - предварительно сделать расчеты на различных моделях, - привлечь данные геофизики, геологии, петрофизики и т.п. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
34 Идентификация МОДЕЛИ это и есть способ решение обратной задачи 10 -2 10 -1 10 0 10 1 10 2 10 -2 10 -1 10 0 Необходимо подобрать режим течения жидкости обеспечивающий такой вид кривых. Кривая log-log P(t) Ее производная
35 ШАГ 2 : ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ МОДЕЛИ Необходимо определить значения параметров МОДЕЛ И С’, при которых расчетный Вых’ близок/стремиться к Вых Прямая задача, единственное решение. Для ее решения можно использовать любой метод : метод касательных, - типовые кривые или диагностические графики, - методы нелинейной регрессии. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
36 ШАГ 3 : ПРОВЕРКА «УСТОЙЧИВОСТИ» ПОЛУЧЕННЫХ ДАННЫХ О СИСТЕМЕ Анализ данных в безразмерных переменных. Сопоставление результатов с данными других исследований. Привлечение косвенных данных (геология. геофизика, петрофизика и т.п.). Привлечение здравого смысла (оценка параметров по порядку величин). ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
37 Что такое модель и как мы ее выбираем?
38 Физическая МОДЕЛЬ определяет характеристики прискважинной зоны, неоднородности пласта в радиусе исследования и условия на границе этой области. Процессы в прискважинной зоне Строение пласта Граничные условия Влияние ствола скважины Скин фактор Наличие трещин Степень гидродинамической связи скважины с пластом Горизонтальные, наклонные скважины Однородный Неоднородный Двойная пористость (трещиновато-пористые коллектора) Двойная проницаемость (слоисто/ радиально неоднородные) Композитные (сложная геология, неоднофазные потоки) Задание потоков флюида на границе Задание давления Определение перетоков флюида Отклик на ранних временах Отклик на средних временах Отклик на поздних временах
39 Пример выбора физической МОДЕЛИ из сопоставления с данными других исследований
40 ( КВД ) P ws P i Время Ранние времена ( преобладание скв. эффектов ) Средние времена (преобладающее влияние пласта) Поздние времена (влияние гр.условий) P wf Проявление физических характеристик МОДЕЛИ во время исследования
где p – пластовое давление; r – радиальное расстояние от точки наблюдения до скважины; t – время; η = k / φ µct – коэффициент пьезопроводности; k – проницаемость; φ – пористость; µ – вязкость; c t = φ c o + c r общая сжимаемость системы 41 Закон Дарси Уравнение неразрывности Уравнения состояния Уравнение пьезопроводности
Когда справедлив закон Дарси ? Течение ламинарное, Нет реакций с породой, Поток однофазный. Когда справедливо уравнение неразр-сти в диф. виде? Течение радиальное, Нет трещин, каналов, сопоставимых по размерам диаметром скв. Когда справедливо такое уравнение состояния? Флюид слабосжимаемый, Нет хим.реакций и фазовых переходов.
Подставим закон Дарси и уравнение состояния в уравнение неразрывности Получим при условии слабой сжимаемости
Задача о пуске скважины в работу Интегрально-показательная функция
45 Решения уравнения пьезопроводности и есть математические МОДЕЛИ течений Функциональная связь безразмерного давления и безразмерного времени и является математической моделью, которая отражает режим течения. Она задается формулой или видом участка диагностической кривой. Плоское течение: В логарифмических координатах все решения имеют вид прямой. Прямая имеет два параметра (наклон и точка пересечения с осью), соответственно по ним можно определить только два параметра ( k – S, k – Pr, kv / kh - L )
Недостатки: - Технически сложно поддерживать постоянный расход при пуске скважины - Колебания расхода приводят к «паразитным» изменениям забойного давления
Замер кривой восстановления забойного давления после остановки работы скважины Достоинства: Расход после остановки не меняется и равен нулю Недостатки: - Потери продукции скважины из-за ее остановки - Колебания расхода приводят к «паразитным» изменениям забойного давления
Достоинства: Расходы нагнетания хорошо контролируются Недостатки: - Интерпретация данных осложнена наличием двухфазных потоков и возможным трещинообразованием
Достоинства: - Широко применяемое исследование с «качественной» исходной информацией
Метод касательной/ Miller-Dyes-Hutchinson
Диаграмма Horner
Использование производной Bourdet
ВСС перекрывает первые радиальные режимы течения Проектирование ГДИС
58 Использование безразмерных переменных
59 Палетка для грубой оценки режимов течения
Методы интерпретации различаются координатами, в которых обрабатываются графики. Использование методов зависит от соотношения времен Т и t. Все методы основаны на линейной аппроксимации поэтому позволяют определить только два параметра ( k, Pb или S). Необходимо помнить какой логарифм используется (натуральный или десятичный. 60 Основные правила интерпретации
Определите радиус исследований rinv для двух случаев: Высокопроницаемый нефтяной коллектор k = 100 мД φ = 0.25 ct = 1.47 х 10- 4 атм-1 µ = 0.8 спз t = 1 мин Газовый коллектор с малой проницаемостью и низким пластовым давлением k = 0.010 мД φ = 0.05 ct = 2.939 х 10- 3 атм-1 µ = 0.05 спз t = 168 часов 61 10 3 10 4 t=10 5 Фронт перераспределения давления Скважина Радиус исследований
62 ДИЗАЙН ГДИС Определите задачи исследования: - для определения скин фактора достаточно короткого исследования (периода остановки скважины) анализ неоднородного пласта требует длительного исследования. Оцените ожидаемые порядки значений параметров скважины и свойств пласта. Определите технологические характеристики исследования: - максимальную длительность исследования - расходные характеристики скважины перед остановкой - объем продукции скважины в период установившейся работы подберите оборудование, обеспечивающее максимальное количество информации в процессе исследования. Оцените технические ограничения по исследованию: - За какое время можно перекрыть поток где располагаются/можно расположить датчики давления. Оцените коэффициент влияния ствола скважины.
Прогноз вероятно поведения давления : Saphir Excel … Выбор оборудования : Глубинный манометр … Минимизация возможных рисков: Стабильный режим работы соседних скважин Герметичность оборудования …. 63
Вблизи скважины в области в ысоких скоростей, при которых число Рейнолдса выше критического значения, гидравлическое сопротивление возрастает. Введем понятие скин фактора за счет турбулентности потока. Аналогия со скин фактором за счет загрязнения прискважинной зоны.
Пусть пористость постоянная и введем сжимаемость газа: Подставим закон Дарси в уравнение сохранения массы:
Введем потенциал скорости газа (вспомним функцию введенную Лейбензоном ) : Для реального газа преобразуем нелинейное уравнение пьезопроводности для газа к виду:
Из полученной ранее формулы Форхгеймера можно определить структуру турбулентного скин фактора. Общий скин фактор разделяется на две составляющие: механическую и турбулентную части.
Метод установившихся отборов. По РД-153-39: скважина должна быть отработана на 4-5режимах прямого хода и одного обратного-оптимального. 71
Получены те же решения уравнения пьезопроводности, но в преобразованных переменных: потенциал скорости газа и псевдовремя. Следовательно при обработке данных и их интерпретации анализируются те же графики, но в других осях. Значение турбулентного скин фактора пропорционально массовому расходу, но параметр D зависит от проницаемости и времени, что не учитывается.
75 . Источники КВД/КПД ИД Замеры на остановленных скважинах FMT/RFT Возможные нюансы Недостаточное количество данных Непредставительная выборка Действия Построение карт пластового давления и расчет среднего давления по ним Использование аналитических методик оценки пластового давления Исходные данные – Давления
76 Приведение данных к единому уровню Отбраковка недостоверных значений и коррекция интерпретации Построение карты пластового давления Оценка среднего пластового давления Метод материального баланса – одномерный метод все составляющие которого находятся в одинаковых условиях - давление на одном гидростатическом уровне - давление средне взвешенное по объему Объект МБ NBoi P Оценка среднего давления
77 Давления приводятся к одному уровню с помощью уравнения гидростатики При пересчете давления нужно следить за единицами измерения ( уравнение в единицах СИ) В расчетах используется пластовое давление средне взвешенное по объему Средний уровень P 1 P 2 P 3 Приведение значений давления к базовому уровню
78 Рмвн (250 м) = 208 атм Рмвн (ср.расст) = 182 атм Р i ( R дрен=900м) = 72 атм Р* (предположение беск. пласта) = 121 атм Рпосл( R исл=275 м) = 175 атм Скв 300, КПД 05.05.2009 Причины появления некорректных или непредставительных замеров : Невосстановленные замеры Рпл Использование некорректной модели интерпретации Рпл Замеры по остаточному принципу Большой разброс пластовых давлений P R дрен P замер P заб Использование замеров пластового давления и их отбраковка
79 Корректная оценка пластового давления – среднее давление по карте P пл - при существенном отличии порового объема занятого нефтью, среднее значение необходимо взвешивать на него - При наличии большого перепада давлений или их непредставительности, необходима дополнительная оценка пластового давления скважинах - Контроль исходных данных : (восстановленность, корректность интерпретации, заведомо неверные значения, например ниже забойного на добывающей скважине или ниже гидростатики на фонтанирующей) Оценка среднего пластового давления
80 Анализ параметров работы скважин при смене насоса или штуцера Использование гидродинамической модели Анализ изменения давлены на соседних скважинах Х = Карта Р пл_ со значениями на всей площади М = Р пл_замер /Р пл_модель Карта Р пл_модель Методы оценки пластового давления
81 Среднее давление в зоне отбора 255 кг/см2, в зоне закачки 490 кг/см2 Между зонами отбора и закачки наблюдается большой перепад давлений Существующие замеры преимущественно на добывающем и простаивающем фонде Среднее пластовое давление по замерам 287 атм, по карте 349 кг/см2 857 298 903 405 931 473 скважина динамика Рпл скважина замер Рпл скважина расчет Рпл Пример карты с контрастными значениями давления
82 Основа метода : модифицированная формула Дюпюи На забое скважины : В произвольной точке : Переход к суперпозиции нескольких скважин Давление для системы из 1 скв : Давление для системы из n скв : Линейная форма суперпозиции С 1 = const С 2 = const ( Для заданной даты и группы скважин) Нахождение линейных коэффициентов С 1 и С 2 Расчет в точках забоя скважин : Карта KH гео Карта KH эфф Аналитические методы оценки пластового давления
83 Карта пластового (замеры+расчет + ИД) Карта пластового (замеры) Карта Рпл построенная с использованием дополнительных данных обладает лучшей детализацией при сохранении общего распределения значений Сравнение карт пластового давления
