Обработка данных ИПТ («С»)

Обработка данных ИПТ (или, что одно и то же КИИ) включает следующие операции.

Импорт, просмотр, редактирование и разметка исходных кривых с выделением участков притока и восстановления давления. Определение продолжительностей этих участков, гидростатического и пластового давления, максимальной репрессии и депрессии на пласт.

Расчёт текущего дебита по кривой притока (КП) с учётом негерметичности (для водяных, нефтяных, водонефтяных скважин с газовым фактором до 50 нм³/м³). При работе в открытом стволе с целью предотвращения аварий в скважине длительность КП ограничивается 20-30 минутами. В случае проведения КП в обсаженной скважине с фильтром (или перфорацией) это ограничение снимается.

Определение среднего дебита притока по объёму флюидов, поднятому в трубах. Объём притока рассчитывается по высоте трубы как общий приток, так и отдельно по фазам (нефть, вода, ФБР).

Определение среднего дебита по КП. Оценка по кривой притока максимально возможных значений продуктивности, гидропроводности, проницаемости.

Определение среднего дебита в конце притока по КВД (для низкодебитных скважин).

Определение по КВД методом Хорнера пластового давления, фактической и потенциальной продуктивности, гидропроводности удалённой и призабойной зоны пласта, проницаемости, коэффициента снижения продуктивности КС (или - что одно и тоже – показатель закупорки), скин-фактор, потери депрессии на преодоление скин-фактора, радиуса дренирования, радиуса исследования с учётом рассчитанной кривой текущего дебита.

Если имеется качественная регистрация КП и КВД, причем во время притока дебит существенно менялся, то для уточнения ранее полученных результатов по методике традиционного Хорнера можно воспользоваться созданной нами методикой модифицированного Хорнера. При этом учитывается переменный дебит притока и «послепритока».

Радиус исследования – это радиус примыкающей к скважине зоны, для которой определены фильтрационные характеристики, полученные в результате обработки данных ГДИС.

Анализ КВД по двум участкам (для неоднородного по латерали пласта) с определением радиуса неоднородности, её гидропроводности, скин-фактора, потери депрессии на преодоление фильтрационного сопротивления этой неоднородности. Сопоставление фильтрационных свойств неоднородности с удалённой зоной пласта.

Оценка неоднородности гидропроводности в зоне исследования пласта выполняется с помощью графика изменения гидропроводности от радиуса влияния.

Построение КВД и производной от времени в билогарифмических координатах с целью оценки качества исходных данных и выбора оптимального интервала обработки.

Пересчёт показаний манометров из делений в атмосферы по тарировкам образцовых манометров.

Обработка данных притока флюида в скважину («С»)

Возможны два варианта регистрации кривой притока (КП):

- КПур – регистрация изменения расстояния от устья скважины до уровня (то есть до кровли столба флюида); часто на практике этот режим измерения называется регистрацией кривой восстановления уровней КВУ;

- КПдав – регистрация изменения давления манометром; часто на практике этот режим измерения ошибочно называется регистрацией кривой восстановления давления КВД.

Примечание. Под КВД мы понимаем одну из двух ситуаций:

- исследование после изоляции интервала пласта одним или двумя пакерами и после закрытия трубного клапана при ИПТ;

- исследование после того, как фонтанирующая скважина закрыта на устье.

Обработка включает следующие операции.

Импорт, просмотр, редактирование и разметка исходных кривых на участки снижения и восстановления уровня (давления).

В случае одновременной регистрации давления и уровней возможна оценка плотности пластового флюида по динамике изменения этих данных.

Расчёт дебита по замерам уровня (КП_ур) для любого выбранного интервала.

Расчёт дебита по замерам давления (КП_дав) для любого выбранного интервала.

Определение обводненности продукции по динамике изменения положения ВНР и уровня жидкости в скважине.

Расчёт забойного давления по замерам уровня с учётом разгазирования по давлению насыщения, плотностям флюида в пластовых и поверхностных условиях.

Выбор оптимальных для обработки интервалов (с отбраковкой точек) и определение пластового давления, продуктивности по оригинальной методике, основанной на уравнении Маскета.

Определение продуктивности по методу Чекалюка.

Определение продуктивности по методике Муравьева – Крылова.

Определение продуктивности, гидропроводности и проницаемости с учётом несовершенства вскрытия пласта (коэффициентов С1 и С2 по Щурову).

Использование рассчитанного дебита (по кривой притока) для построения расчётной индикаторной кривой. Определение продуктивности по одному или двум участкам. Линию первого участка пользователь может провести через нуль. Продуктивность определяется по каждому участку. В результат заносится среднее значение из двух продуктивностей.

Построение индикаторной кривой ИК по уровням и расчет продуктивности в двух вариантах: 1 – ИК проходит через ноль (начало координат); 2 – кривая не проходит через 0 (метод В. К. Федорцева).

Обработка кривой давления в координатах P - lg(t) с определением гидропроводности и скин-эффекта без учёта притока методом касательной.

Обработка кривой давления в преобразованных координатах с определением гидропроводности и скин-эффекта с учётом притока. При введении поправки за приток можно использовать следующие четыре методики: 1 - дифференциальный, 2 - интегральный, 3 - операционный, 4 - экспоненциального затухания дебита. Эти четыре методики введения поправки являются обобщениями различных существующих методов обработки кривой давления с учётом притока.