2020-01-15
210
В эксплуатационных скважинах регистрируются данные установившихся отборов (ИК или ИЛ), кривые падения и восстановления давления. Обработка включает следующие операции.
Импорт, просмотр, редактирование и разметка исходных кривых на участки работы скважины в режиме КПур, КПдав и КВД после закрытия устья фонтанирующей скважины.
Построение графика изменения давления, дебита и обводненности от штуцера (регулировочные кривые), а также кривой изменения давления от дебита (индикаторная кривая ИК).
Определение пластового давления, коэффициента продуктивности, а также гидропроводности и проницаемости по индикаторным кривым (по линейной и квадратичной модели). При аппроксимации ИК прямую линию пользователь может провести через 0 или минуя нуль.
Построение кривой давления и производной от времени в билогарифмических координатах с целью оценки качества исходных данных и выбора оптимального интервала обработки.
Определение методом касательной фактической и потенциальной продуктивности, гидропроводности, проницаемости, радиуса исследования, скин-фактора, потери депрессии на преодоление скин-фактора по КВД в остановленной скважине после эксплуатации.
Определение методом Хорнера пластового давления, продуктивности, гидропроводности, проницаемости, радиуса исследования, скин-фактора, потери депрессии на преодоление скин-фактора по КВД в остановленной скважине после непродолжительного притока.
Определение методом Чарного радиуса контура питания, гидропроводности, проницаемости, скин-эффекта, потери депрессии на преодоление скин-фактора по КВД в остановленной скважине после эксплуатации в установившемся режиме для пласта с ограниченным контуром питания.
Определение методом Полларда соотношения пористости трещин и матрицы по КВД в остановленной скважине после эксплуатации в установившемся режиме для пласта с двойным типом пористости (поровым и трещинным). Этот метод обработки дает неустойчивые результаты.
Определение с подбором модели (в оригинальной методике) гидропроводности, проницаемость, скин-фактора, потери депрессии на преодоление скин-фактора по КВД в остановленной скважине после эксплуатации в установившемся режиме с учётом послепритока.
Обработка результатов ГДИС в нагнетательных скважинах («С»)
В нагнетательных скважинах регистрируются данные падения давления КПД, которые обрабатываются так же, как кривые КВД методом касательной.
Обработка данных эксплуатации газовых скважин («С»)
Используются исследования на режимах ИКг и КВДг. Обработка включает следующие операции.
Импорт, просмотр, редактирование и разметка исходных кривых на участки работы скважины и закрытый период (остановка скважины).
Пересчёт показаний устьевых манометров (затрубного, на головке и на ДИКТе) из делений этих манометров в атмосферы по тарировкам образцовых манометров. При этом может быть введена или не введена поправка на отклонение показаний трёх манометров от их среднего значения с использованием режима, когда они включены на одно давление (при статическом режиме).
Расчёт дебитов газа по показаниям на ДИКТе или показаниям расходомера.
Пересчёт показаний устьевых манометров в забойные давления по неподвижному и подвижному столбам газа.
Определение по индикаторным кривым фильтрационных коэффициентов по забойному давлению (а, b) и по устьевому давлению (A, B).
Построение по коэффициентам (а, b) теоретической кривой и совмещение этой кривой с фактическими точками на режимах по забойному давлению.
Построение по коэффициентам (А, В) теоретической кривой и совмещение этой кривой с фактическими точками на режимах по устьевому давлению.
Определение свободного и абсолютно свободного дебита газа.
Построение кривой квадрата давления и производной от времени в билогарифмических координатах с целью оценки качества исходных данных и выбора оптимального интервала обработки.
Определение методом касательной проводимости, проницаемости, скин-фактора по КВД в остановленной скважине после эксплуатации в установившемся режиме.
Определение методом Хорнера пластового давления, проводимости, проницаемости, скин-фактора по КВД в остановленной скважине после непродолжительного режима притока.
Определение методом Чарного радиуса контура питания, проводимости, проницаемости, скин-фактора по КВД в остановленной скважине после эксплуатации в установившемся режиме для пласта с ограниченным контуром питания.
Обработка данных капиллярометрии («С»)
Обработка исследований на образцах керна (вытеснение воды из горной породы воздухом или керосином) включает следующие операции.
Построение кривой капиллярного давления от коэффициента водонасыщенности по замерам давления вытеснения и параметра насыщения.
Расчёт фазовых проницаемостей для нефти и воды по кривой капиллярного давления.
Определение критических значений коэффициента водонасыщенности Kв*, Kв.кр, Kв** для зоны двухфазной фильтрации (при обводнённости 1%, 50%, 99% соответственно).
Расчёт и построение графика капиллярного подъёма смачивающей фазы над зеркалом чистой воды с оценкой толщины переходной водонефтяной зоны.
Расчёт и построение зависимости эффективной вязкости водонефтяного потока от фактической обводнённости продукции для определения абсолютной проницаемости по результатам ГДИС в условиях двухфазной фильтрации (нефть с водой).
ОБОБЩЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ФЛЮИДОВ в варианте «См»
В результате обобщения лабораторных анализов флюида (воды, нефти и газа) с использованием литературных источников получается справочник физических свойств этих пластовых флюидов.
Применяются два вида справочника в зависимости от вариации глубины погружения (Нпогр) исследуемого пласта. Глубина погружения определяется выражением Нпогр=Абс.отм+Альт, где Абс.отм – абсолютная отметка без знака, Альт – альтитуда скважины.
Если пласт на исследуемой территории находится примерно на одной глубине (то есть на глубине Нпогр с разбросом глубин менее ±200 м), то целесообразно использовать справочник физических свойств в виде таблицы (таб. 6.1) без учета глубины залегания пласта.
Таб. 6.1. Параметры флюида, принятые для обработки данных ГДИС
| Пласты | Газовый фактор, м3/т | Плотность разгазированной нефти, кг/м3 | Плотность пластовой нефти, кг/м3 | Объемный коэффициент, доли единиц | Пластовое давление, МПа | Давление насыщения, МПа | Температура пл., 0С | Коэфф. сжимаемости, 1/ МПа*10-4 | Вязкость пластовой нефти, мПа*с | Вязкость нефти на поверхности, мПа*с |
| ВК | 62 | 821 | 752 | 1,16 | 14,0 | 7,0 | 72 | 8 | 1,70 | 2,45 |
| Бж | 202 | 808 | 607 | 1,57 | 25,0 | 20,6 | 117 | 13 | 0,34 | 1,10 |
| Ю | 204 | 814 | 612 | 1,59 | 26,0 | 18,2 | 117 | 20 | 0,40 | 1,21 |
В том случае, когда исследуемый пласт залегает на существенно разных глубинах погружения Нпогр (разница глубин превышает 400 м), то необходимо учитывать изменение физических свойств флюидов от глубины, то есть за счет изменения давления и температуры (рис. 6.1-6-10).
Рис. 6.1. Зависимость температуры от глубины
Рис. 6.2. Зависимость пластового давления от глубины
Рис. 6.3. Зависимость минерализации пластовой воды от глубины
Цифры у точек – плотность г/см3
Рис. 6.4. Зависимость плотности пластовой воды от глубины
Рис. 6.5. Зависимость сжимаемости воды от температуры и давления
Рис. 6.6. Зависимость вязкости воды от температуры и минерализации
Рис. 6.7. Зависимость плотности и сжимаемости нефти в пластовых условиях от глубины залегания
Рис. 6.8. Зависимость вязкости нефти от глубины в интервале 0 – 4000 м.
Рис. 6.9. Зависимость вязкости нефти от глубины в интервале 2000 – 4000 м.
Рис. 6.10. Зависимость давления насыщения нефти от температуры Рн = Рпл – dРн
ПРИМЕРЫ СТАНДАРТНОЙ ОБРАБОТКИ в варианте «С»
