Основы разработки нефтяных месторождений (28.04 – 30.04.2003 г.)
Программа курса «Разработка месторождений» (28.04-30.04.2003г.)
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СКВАЖИН
q o – дебит нефти (м 3 / сут K – проницаемость (мД) – (эффективная проницаемость нефти) h – эффективная мощность пласта (м) P r – среднее пластовое давление (атм) P wf – забойное давление (атм) o – вязкость нефти (сПз) - (в пластовых условиях) B о – объемный коэффициент нефти (м 3 / м 3 ) r e – радиус дренирования (м) r w – радиус скважины (м) S – скин ЗАКОН Дарси Производительность скважины описывается законом Дарси. Закон Дарси не является теорией или предположением, это – ЗАКОН.
18.41 – пересчетный коэффициент 1/18.41 = 0.054318305 2 * {3.141593} * * 10 -3 {перевод_проницаемости_из_мкм2_в_мД} / /10 3 {перевод_вязкости_из_Па*с_в_мПа*с} * * 10 -1 {перевод_давления_из_МПа_в_атм} * * 86400 {перевод_времени_из_сек_в_сут} = = 0.054286721 кроме того, можно учесть, что 1 атм = 101325 Па (а не 10 5 ) и 1 Д = 1,02 мкм2 (а не 1)
Закон Дарси является одним из самых главных уравнений в разработке месторождений. Пример : Определение дебита скважины ( q o ) по закону Дарси. q o = 114 м 3 / сут.
Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние величины Kh: Уменьшение в два раза значения Kh снижает дебит на 50% (при данных условиях).
Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние депрессии ( P r - P wf ): Изменение в четыре раза депрессии ( P r - P wf ) изменяет дебит на 75% (при данных условиях). Закон Дарси связывает дебит с депрессией и применяется при принятии решений по стимуляции (оптимизации) скважин. С увеличением депрессии (уменьшением забойного давления P wf ) дебит увеличивается.
Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние радиуса контура питания ( r e ): Уменьшение в два раза радиуса дренирования ( r e ) снижает дебит всего на 10%. Т.е. радиус (площадь) контура питания не оказывает большого влияния на дебит. Но площадь (радиус) контура питания имеет огромное влияние на величину накопленной добычи скважины.
Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние вязкости нефти ( m o ): Увеличение в два раза значения вязкости ( m o ) снижает дебит на 50%.
Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Влияние скин эффекта ( S): Увеличение скин эффекта с 0 до 10 приводит к снижению дебита примерно в два раза, снижение скина с 0 до –4,5 (ГРП) увеличивает дебит на 138% (при данных условиях).
Индикаторная кривая ( IPR) 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 )
Коэффициент продуктивности ( PI) Коэффициент продуктивности ( PI ) – абсолютное значение наклона индикаторной кривой ( IPR ). Используя коэффициент продуктивности можно рассчитать дебит.
Пример : Построение индикаторной кривой ( IPR). Рассчитать максимальный теоретический дебит ( q o max ). Построить индикаторную кривую ( IPR). Определить коэффициент продуктивности (PI).
Решение п ример а : Построение индикаторной кривой ( IPR). 1) 2) 3) Pr = q o max
Упражнение : Расчет Дарси, PI, IPR. Скважина работает со следующими параметрами: q o =64 м 3 / сут q w =0 м 3 / сут P wf =103 атм P r =200 атм m o = 1.36 сПз B o =1.2 м 3 / м 3 r e =500 м r w =0.1 м S=0 Данная скважина рассматривается как кандидат на снижение забойного давления и проведение ГРП. По скважине нужно : Рассчитать Kh Рассчитать максимальный теоретический дебит ( q o max ) Построить индикаторную кривую ( IPR) Определить коэффициент продуктивности (PI) Рассчитать потенциальный дебит при забойном давлении 50 атм, до проведения ГРП при S=0 Рассчитать потенциальный дебит при забойном давлении 50 атм, после проведения ГРП при S= -4.8
Когда давление падает ниже давления насыщения, из жидкости выделяется газ. Давление, при котором выделяется первый пузырек газа, называется давлением насыщения (P b ). НЕФТЬ НЕФТЬ ГАЗ НЕФТЬ ГАЗ ГАЗ ГАЗ ГАЗ P > P b P = P b P < P b
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. q max определяется как теоретически максимально возможный дебит, при P wf = 0. Вогель представил на графике данные, используя следующие безразмерные переменные : и Расчет qmax по Вогелю Кривая Вогеля
Отношение Вогеля для притока, пластовое давление ниже давления насыщения, P < P b : Для сравнения, индикаторная кривая в виде прямой задается следующим уравнением :
Процедура : 1) Значения P, P wf и q o по исследованиям 2) Подсчитать (q o ) max 3) Спрогнозировать добычу нефти при различных перепадах давления и показателях P wf Пример : Скважина добывает 30 м3 / сут нефти при P wf = 90 атм. Давление пласта P r = 11 0 атм. Давление насыщения P b =120 атм. Найти дебит нефти, если P wf = 50 атм ? q o = 74 м 3 / сут, при P wf = 50 атм ( дебит, при P wf = 0)
Композитная кривая Дарси / Вогеля Когда P выше P b, мы можем получить и поведение Дарси и поведение Вогеля ( в зависимости от значения депрессии ) для индикаторной кривой. q max PI P b 1.8 q 0 0 q b дебит P wf P b давление P r Постоянная PI Поведение Вогеля Математическое отношение q max Вогеля и абсолютного потенциального дебита Дарси (AOF): AOF
Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление выше или равно давлению насыщения 1. 2. q max 0 0 q b дебит P b давление P
Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление ниже давления насыщения
Пример : Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление выше давления насыщения. Скважина работает со следующими параметрами: q o =64 м 3 / сут q w =0 м 3 / сут P wf =103 атм P r =200 атм S=0 P b =100 атм Построить индикаторную кривую Вогеля для данной скважины Рассчитать PI Рассчитать дебит q b, (дебит при P wf = P b = 100 атм) Рассчитать дебит q o : при P wf = 100, 90, 80, 70, 60, 50, 40, 30, 20, 10 атм По рассчитанным значениям q o построить индикаторную кривую Вогеля
Решение примера : Построение индикаторной кривой Вогеля. PI = 0.66 q b = 66 м 3 / сут q o при P wf 72 90 78 80 83 70 88 60 92 50 95 40 98 30 100 20 102 10 103 0 м 3 / сут атм
Упражнение : Построение индикаторной кривой Вогеля. Скважина работает со следующими параметрами: Q o = 80 м 3 / сут q w = 0 м 3 / сут P wf = 110 атм P r = 200 атм S = 0 P b = 100 атм Рассчитать коэффициент продуктивности, построить индикаторные кривые Вогеля и по закону Дарси для данной скважины.
Корреляция Стендинга Стэндинг скорректировал индикаторную кривую Вогеля для учета Скин эффекта и вывел концепцию фактора эффективности притока – ФЭП ( FE). Если - забойное давление неповрежденной скважины ( S=0) - забойное давление поврежденной скважины ( S>0) - забойное давление стимулированной скважины ( S<0), тогда - поврежденная скважина ( S>0), - неповрежденная скважина ( S = 0), - стимулированная скважина ( S>0 ).
Корреляция Стендинга
Корреляция Стендинга
Индикаторные кривые Вогеля-Стендинга для различных значений ФЭП ( FE )
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE #l)
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE #l)
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE #l)
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE #l)
Закон Дарси : ( постоянный радиальный поток ) Феткович Ниже давления насыщения Выше давления насыщения график относительно давления ниже P b, Феткович заметил, что оно может быть выражено с помощью линейной функции вида f(p) = a 2 p + b 2 и b 2 может быть обоснованно сведена к нулю Интеграл пластового псевдодавления
Индикаторная кривая по Фетковичу
R wf R e . Разделяя переменные и интегрируя, получим: , Тогда С одной стороны, с другой стороны - перевод скорости в дебит
Удобнее пользоваться средним давлением в пласте. При этом формула Дарси примет вид :
. S – скин - фактор
Закон Дарси : Перевод скорости в дебит : Перевод дебита из пластовых условий в поверхностные условия
- Для низких давлений (P < 170 атм ) Pe Pw 2 2 Форма “ D P 2 ” 0 150 300 450 600 0.05 0.04 0.03 0.02 0.01 0 p ( атм ) μ g z (cp) интегрируем осредним µ Z
Эмпирическая форма - определение C и n по данным добычи Рассчитанная форма – вычисление C по данным параметров пласта
Скин - фактор
Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне. Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.
“ Зашламо ванная ” вода Несовместимая вода Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить отверстия перфораций. Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить отверстия перфораций. Закачиваемая вода оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта ; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая отверстии перфораций.
p wf < p b p r > p b В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне. В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной зоне.
h r w k d k r r d P’ wf P wf P r S > 0 S t = P skin Kh 18,4 q µ o B o C кин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы P wf S < 0
50 100 150 200 0, 1 1 10 100 1000 Расстояние от центра скважины, м давление, атм D P skin P’ wf P wf P skin = 0.87 m S t = ( P’ wf – P wf ) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, S t – суммарный скин-эффект S t = P skin / 0.87 m = ( P’ wf – P wf ) / 0.87 m Log (r) Профиль пластового давления
S t – суммарный скин-эффект - совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: S t = S d + S p + S pp + S turb + S o + S s + … S d – скин-эффект вследствие повреждения породы (+) S p – скин-эффект из-за перфорации (+) S pp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+) S turb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+) S o – скин-эффект вследствие наклона скважины (-) S s – скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) Скин-эффект вследствие повреждения породы S d в лучшем случае может быть уменьшен до нуля (например - кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).
k r – проницаемость коллектора k d – проницаемость измененной зоны r d – радиус измененной зоны r w – радиус скважины Объем пласта h r w k d r d k r Призабойная зона Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хопкинс построил модель скважины, как показано на рисунке. Скин-фактор может быть вычислен с помощью свойств призабойной зоны. Если k d < k ( повреждение ), скин-фактор является положительным. Если k d > k ( интенсификация ), скин-фактор является отрицательным. Если k d = k, скин-фактор равен 0.
Если проницаемость в зоне изменения k d намного выше, чем проницаемость пласта k r, то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r wd - эффективный радиус скважины. r wd может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: h r w k d k r r wd
Пример :
Вследствие воздействия кумулятивной струи КВКЗ на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. S p – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+) Стремление жидкости к перфорациям Уплотненная зона
h h p Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, S pp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)
Когда скважина входит под углом более, чем 90 о, в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины. S - скин-фактор вследствие наклона скважины (-)
X f В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. S s – скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) полудлина трещины k r P’ wf P r P wf S < 0
r wd - эффективный радиус x f - полудлина трещины Площадь притока = 2 r wd h Площадь притока = 4 x f h
Вычисление скин - фактора
В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила проницаемость со 100 мД до 60 мД в радиусе 0,6 м. Диаметр скважины – 0,152 м. Вычислить скин – фактор. Для очистки призабойной зоны применили кислотную обработку при этом проницаемость восстановилась до 80% от исходной. Вычислить скин – фактор.
Нелинейная шкала 300 Наибольшиие повреждения 200 100 Гравийная упаковка 50 10 0 Высок. проницаем. разрыв -1 (ГРП для высокопроницаемых коллекторов) -2 -3 “ Обычный ” разрыв с -4 использованием проппанта -5 -6 Массивн. гидравлич. разрыв. -7 Frac Pack Кислотная обработка
Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин в пласте Трещина увеличивается в длину, высоту и ширину путем закачки смеси флюида и проппанта под высоким давлением
Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь Флюид Смеситель Трещина
Увеличение добычи Запасы : Ускорить извлечение Новый пласт : Извлекать запасы, добыча которых ранее считалась невыгодной Увеличить жизненный цикл пласта Увеличить приток в скважину Обойти повреждения в призабойной зоне Увеличить эффективный радиус скважины радиус скважины r эф = 0. 1 м ( или меньше ) При ГРП (S = -3) r эф = 2 м 1 20
Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП
Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП
Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП
Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой Продуктивный Интервал, стимулированный ГРП Причины проведения ГРП
Создается давление в пласте, вызывающее образование трещины Проппант или кислота закачиваются в созданную трещину Модель основывается на понятии о едином плоском разрыве Безразмерная проводимость трещины F CD зависит от разницы проницаемостей проппанта и пласта. F CD это отношение способности трещины пропускать поток к возможности пласта этот поток поставлять в трещину Неограниченная проводимость (F CD >10) Ограниченная проводимость (F CD <10) k f - проницаемость проппанта ( мД ) k - проницаемость пласта ( мД ) w - ширина трещины ( м ) x f - полудлина трещины ( м )
Время наступления псевдоустановившегося режима Безразмерное время A= r e 2 Находим безразмерное давление P D (по корреляциям для месторождений России) Находим скин - фактор
1. Даны параметры ГРП : Проницаемость проппанта k f = 430 Д Проницаемость пласта k = 7,8 мД Эффективная толщина пласта h = 19.8 м. Полудлина трещины x f = 6 0 м Ширина трещины w f = 0. 008 м 2. Даны параметры скважины: Вязкость нефти µ = 1,36 сПз Коэффициент сжимаемости C t = 0,000294 атм -1 Пористость = 0,15 Радиус контура дренирования r e = 500 м Радиус скважины r w = 0,1 м 3. Вычислить безразмерную проводимость трещины, оценить является ли проводимость трещины ограниченной или неограниченной. 4. Вычислить скин – фактор. Данные по скважине 6186 Приобского месторождения, пласт А 11
В пластах с низкой проницаемостью, к < 1 мД Требуются глубоко проникающие (длинные) трещины Кислотные или расклинивающие наполнители закачиваются на большее расстояние от скважины В пластах с высокой проницаемостью, к > 50 мД Требуются высокопроводимые короткие трещины Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 1 < к < 50 мД – Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП более 4-5 тысяч мД · м
30% 100% 90% 80% 70% 10% 20% 40% 50% 60% 2 4 5 6 X r f e 3 Высокопроницаемые Пласты Низкопроницаемые Пласты 10 10 10 10 10 14 12 10 8 6 4 2 Степень Увеличения Добычи Теоретически Скин-фактор достигает - 7,76 Относительная проводимость
В то время как дебит типичной сибирской скважины 5 мД при умеренном скине составляет ~ 20 м 3 /сут, эта же скважина, эффективно простимулированная, даст до 175 м 3 /сут в зависимости от забойного давления, создаваемого системой мехдобычи. На скважинах с проницаемостями от 20 до 50 мД после эффективного ГРП и с соответствующей системой мехдобычи можно ожидать дебиты от 500 до 1200 м 3 /сут. При проницаемости пласта более 5 мД в России проводимость трещины k f w f ГРП должна быть не меньше 1500 мД*м. Традиционные ГРП неэффективны на средних проницаемостях российских коллекторов. С особым вниманием надо следить за тем, чтобы в Россию не просочились низкопроницаемые работы ГРП из Северной Америки.
Остаточный скин, создаваемый в результате проведения ГРП, рассчитывается путем определения p D по типовым кривым в момент достижения псевдоустановившегося режима. Необходимы ГРП на основе технологии концевого экранирования. Требуется очень высокая проводимость трещины k f w f ГРП для эффективного проведения работ в пластах средней проницаемости. По окончании периода неустановившегося режима можно применять закон Дарси с отрицательным скином для расчета притока. Для расчета притока при давлениях ниже давления насыщения необходимо использовать поправку Вогеля. Каждый ГРП должен рассчитываться индивидуально с использованием конкретных данных со скважины для получения правильной стимуляции. Эффективная геометрия трещин ГРП очень чувствительна к изменениям проницаемости в коллекторах средней проницаемости.
Из графика по вычисленному значению F CD находим отношение Находим скин - фактор
Корреляция Пратса
Радиальный пласт Каково уравнение для нерадиального пласта ?
форм-фактор по Диетцу
форм-фактор по Одеху
Скин, вызванный формой пласта и расположением скважины по Феткович - Вьеноту
3 4 1 1/3 60 ° C A t DA 31.6200 0.100 31.6000 0.100 27.6000 0.200 27.100 0.200 21.900 0.400 0.0980 0.900 30.8828 0.100 C A t DA 12.9851 0.700 4.5132 0.600 3.3351 0.700 21.8369 0.300 10.8374 0.400 4.5141 1.500 2.0769 1.700
Скважину пробурили ближе к точке пересечения 2-х разломов, чем к центру пласта. Рисунок показывает расположение скважины на основе обработанных геологических данных. Такое неудачное расположение скважины приведет к низкому дебиту. Рассчитайте положительный скин-фактор, связанный с неудачным расположением скважины Разлом Разлом Краевая вода Скважина
Находим С А,О d, соответствующее геометрии контура питания. Вычисляем скин форм – фактора
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
ПРОНИЦАЕМОСТЬ - способность породы пласта пропускать флюид Абсолютная проницаемость – проницаемость породы, заполненной одним флюидом (водой или нефтью). Не зависит от насыщающего флюида. Эффективная проницаемость (фазовая) – проницаемость породы для отдельно взятого флюида ( K o, K w ), когда число присутствующих в породе фаз больше единицы. Эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения (степени насыщенности флюидов и их физико-химических свойств). В законе Дарси используется эффективная проницаемость. Относительная проницаемость (K ro, K rw ) – отношение эффективной проницаемости ( K o, K w ) к эффективной проницаемости по нефти, замеренной в породе, насыщенной только связанной водой (K o Swir ). K ro = K o / K o Swir K rw = K w / K o Swir
Источники данных о проницаемости : Лабораторные исследования на образцах пористой среды (керна), в условиях максимально приближенных к пластовым. Гидродинамические исследования. Использование данных о схожем пласте. Математические модели (эмпирические зависимости). Корреляционные зависимости по данным ГИС.
Лабораторные методы определения проницаемости Проницаемость породы определяется при фильтрации флюидов через керн. Для оценки проницаемости пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации флюида в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна в язкости : V = Q / F = K P / L K = Q L / P F V – скорость линейной фильтрации, (см/с) Q – объемный расход флюида в единицу времени, (см3/с) – вязкость флюида, (сП) P – перепад давления, (атм) F – площадь фильтрации, (см2) L – длина образца, (см) K – проницаемость, (мД). КЕРН L F ФЛЮИД ( Q, , P 1 ) ФЛЮИД ( Q, , P 2 )
Для определения АБСОЛЮТНОЙ проницаемости через экстрагированный (в породе отсутствуют связанные флюиды) керн фильтруется жидкость, инертная к породе (керосин). КЕРН L F инертный флюид (керосин) инертный флюид (керосин)
Для определения ЭФФЕКТИВНОЙ проницаемости через керн совместно фильтруются нефть и вода. Определение эффективных проницаемостей проводится на нескольких режимах, но не менее пяти (0%, 25%, 50%, 75%, 100% воды в потоке). КЕРН нефть + вода F L нефть + вода связанная вода ( Swir ) остаточная нефть ( Sor ) Величины эффективных проницаемостей рассчитываются по формулам: K o = Q o o L / P F K w = Q w w L / P F, где индекс « o » - нефть ( oil), « w » - вода ( water).
Эффективная проницаемость для каждой отдельной фазы, и сумма эффективных проницаемостей меньше, чем абсолютная проницаемость. Пример : Определение абсолютной и эффективной проницаемостей. Предположим керн насыщен на 100% и промывается водой. Данные по керну следующие: F = 2.5 c м 2 ; L = 3.0 c м; Q w = 0.6 см 3 /с; р = 2 кгс/см 2 ; w = 1.0 сП К = Q L / P F = 0.6 * 1 * 3 / 2 * 2.5 = 360 мД Тот же керн насыщен 100% нефтью: o = 2.7 сП; Q o = 0.222 см 3 /с; К = Q L / P F = 0.222 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5 = 360 мД Тот же керн с водонасыщенностью 70 % и нефтенасыщенностью 30 % Q o = 0.027 см 3 /с; Q w = 0.48 см 3 /с; К o = Q o o L / P F = 0.027 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5 = 44 мД К w = Q w w L / P F = 0.48 * 1 * 3 / 2 * 2.5 = 288 мД 44 + 288 < 360
Относительная проницаемость указывает на способность нефти и воды одновременно течь в пористой среде. Значения относительных проницаемостей для нефти и воды (K ro, K rw ) рассчитывают как отношение соответствующих эффективных проницаемостей ( K o, K w ) к эффективной проницаемости по нефти, замеренной в породе, насыщенной только связанной водой (K o Swir ). K ro = K o / K o Swir K rw = K w / K o Swir Пример : Определение относительной проницаемост и.
Для чего нужна относительная проницаемость? Пример : Исходные данные по скважинам одного месторождения: Скважина №1 Скважина №2 Скважина №3 Эффективная проницаемость по нефти на момент открытия месторождения K o1(Swir) =18 мД. K o2(Swir) =12 мД. K o3(Swir) =16 мД. Зависимость эффективной проницаемости нефти от водонасыщенности (лабораторные исследования) Определить эффективную проницаемость нефти по скважине №3 при достижении водонасыщенности 0.5 ? ?
Для чего нужна относительная проницаемость? Решение п ример а : Приведем ось проницаемости графиков по скважинам №1 и №2 к единой безразмерной шкале. Для этого, разделим соответствующие эффективные проницаемости ( K o1, K o2, при Sw от 0 до1) на значения эффективных проницаемостей при насыщенности связанной водой ( K o1Swir =18 мД, K o2Swir =12мД). По полученным результатам построим усредненную кривую, определяющую зависимость относительной проницаемости нефти от водонасыщенности для данного месторождения. Эффективная проницаемость по скважине №3 при водонасыщенности 0.5, K o3(Sw=0.5) = K ro(Sw=0.5) * K o3(Swir) = 0.43 * 16 = 6.88 мД. Относительная проницаемость нефти при водонасыщенности S w = 0.5, K ro(Sw=0.5) = 0.43
Для чего нужна относительная проницаемость? Использование относительной проницаемости позволяет унифицировать зависимости эффективной проницаемости от водонасыщенности, путем приведения к единой безразмерной шкале.
Поскольку эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения, относительная проницаемость также является функцией флюидонасыщенности. Кривые относительной проницаемости (Киняминское месторождение)
Стандарт по проницаемости ( FDP, НК «ЮКОС») В расчетах используется эффективная проницаемость (не абсолютная) Относительная нефтепроницаемость в условиях насыщенности связанной водой равна 1,0 ( K ro Swir = 1 ) Начальная водонасыщенность (связанная вода) S wir < 0,4 Остаточная нефтенасыщенность S or 0,3 1,5 < E xw < 3,0 1,0 < E xo < 2,5
Упражнение : (по теме «Проницаемость») На месторождении планируется пробурить новую скважину. По данному месторождению известно (лабораторные исследования и т.д.): S wir = 0.3 K o(Swir) = 10 E xo = 2 S or = 0.2 K w(Sor) = 3 E xw = 2.5 H ( мощность пласта) = 10 м. o = 0.96 сП. B o = 1.228 P r ( пластовое) = 250 атм. P wf ( забойное) = 50 атм. Skin = - 4,5 R e (радиус дренирования) = 500 м. R w (радиус скважины) = 0.1 м. Построить кривые относительных проницаемостей (интервал по оси водонасыщенности = 0,1). Определить потенциальный дебит нефти по данной скважине при обводненности 25%, 50%, 100%. P r
