Технология обработки интервалов резкого изменения депрессии

Для эксплуатационного объекта каждой скважины можно построить две линии связи (Т- Р и Т- ) изменения во времени соответственно депрессии (рис. 10.1) и продуктивности (рис. 10.2). Эти графики строятся по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС).

Линии связи Т- Р и Т- разобьем на участки, каждый из которых характеризуется достаточно резким изменением депрессии Р и (или) продуктивности . Для обработки и дальнейшего анализа взяты участки с резким изменением депрессии и продуктивности потому, что чаще всего эти изменения не связано с резкими изменениями пластового давления. Следовательно, резкие изменения депрессии будут связаны в основном с резкими изменениями забойного давления. Каждый такой участок с резким изменением депрессии и продуктивности аппроксимируется отрезком прямой линии. На рис. 10.1 и 10.2 эти отрезки перенумерованы с 26 по 35. Каждый отрезок прямой характеризуется координатами концов этого отрезка, а именно значениями точек 1, Р1 и 2, Р2.

В таб. 1 занесены координаты концов отрезков. Одна строка таблицы 1 содержит координаты двух точек 1, Р1 и 2, Р2. Причем номер отрезка соответствует номеру строки в таб. 10.1, где описаны эти отрезки среди прочих отрезков, полученных по исследованиям в других скважинах.

Рис. 10.1. Пример графика изменения депрессии во времени

Рис. 10.2. Пример графика изменения продуктивности во времени

На графиках изменения продуктивности и депрессии во времени выбираются участки, характеризующиеся резкими изменениями продуктивности (более чем на 30 %) и (или) депрессии Р (более чем на 30 %) в течение не более 2-х месяцев. Наметим временную (с точностью до месяца) границу резкого изменения и Р. Обозначим индексами 1 и 2 значения и Р соответственно слева и справа от границы.

Значения 1, 2 и Р1, Р2, а также месяц и год резкого изменения продуктивности или депрессии по эксплуатационным объектам нескольких месторождений сведены в таб. 10.1.

Таб. 10.1. Фрагмент характеристик с резкими изменениями продуктивности (от η 1 до η 2) и депрессии (от Δ Р1 до Δ Р2)

№	Скв.	мес. год	Р1, ат	Р2, ат	м3/(сут.ат)
1	2
		02.98	30, 0	10, 0	0, 55	1, 35
		06.98	54, 0	77, 0	1, 00	0, 95
		02.99	92, 6	69, 0	0, 38	0, 58
		06.99	47, 0	87, 0	1, 27	0, 62
		01.99	25, 0	55, 0	0, 72	1, 60
		07.99	59, 0	89, 0	0, 87	0, 53
		05.00	60, 0	102, 0	0, 65	0, 65
		08.00	102, 0	74, 0	0, 71	0, 87
		09.00	77, 0	99, 0	0, 87	0, 72
		01.99	68, 0	48, 0	0, 60	1, 34
		04.99	62, 0	54, 0	0, 44	0, 76

 

Одна строка таб. 9.1 содержит координаты двух точек 1, Р1 и 2, Р2. По этим координатам можно построить серию линий, которые характеризуют изменения продуктивности и депрессии на стыках резкого во времени изменения этих параметров (рис. 10.3).

 

Рис. 10.3. Характеристика интервалов резкого изменения продуктивности и депрессии Р по скважинам 1, 2, 3 и 7

На рис. 10.3 для одной скважины (а также на рис. 10-4 по 14 скважинам) утолщением выделены линии, которые соответствуют возрастанию продуктивности при возрастании депрессии. Тонкими линиями отмечены эффект уменьшения продуктивности при возрастании депрессии.

Итак, в координатах депрессия продуктивность (см. рис. 10.4) можно выделить две группы линий: А и Б.

Группа Б менее многочисленна. Эта группа характеризуется увеличением продуктивности при увеличении депрессии. Линии группы Б соответствуют началу эксплуатации скважин. Линии группы Б характеризуются увеличением продуктивности в результате увеличения депрессии, что можно объяснить очисткой приствольной части пласта от загрязнений.

 

Рис. 10.4. Две группы линий, связанных с резким во времени изменением продуктивности и депрессии Р по 14 скважинам

Теперь по линиям группы А в рамках каждой скважины проводим усредненную линию ( - Р) изменения продуктивности в зависимости от депрессии (рис. 10.5). Поскольку дебит Q равен продуктивности ( ), умноженной на депрессию Р, то на этом же рисунке проведем две линии изменения продуктивности от депрессии при фиксированных значениях дебита 30 и 300 м³/(сут*ат). Из рис. 10.5 видно, что линии равных дебитов, в основном контролируют поведение линий изменения продуктивности от депрессии. Особенно это заметно при депрессии более 100 ат. Это означает, что увеличение депрессии более 100 ат не приводит к увеличению дебита.

Рис. 10.5. Кривые изменения продуктивности от депрессии Р по 14 скважинам и линии равных дебитов

График на рис. 10.5 можно использовать для приведения текущей продуктивности (определённой по результатам текущего исследования) к стандартной депрессии (планируемой при эксплуатации данного месторождения, например 50 ат). В среднем десятичный логарифмический цикл этого графика составляет 230 ат (то есть, продуктивность снижается в 10 раз при увеличении депрессии на 230 ат по осредняющей прямой). Исходя из этого, получаем формулу для расчёта приведённой продуктивности :

(1)

Учитывая, что и , получаем из (1) расчётную формулу для приведения дебита к стандарнтной депрессии:

(2)

Используя линии связи продуктивности с депрессией (см. рис. 10.5) по каждой из 14 скважин строим линии связи изменения дебита (Q) с депрессией ( Р) (рис. 10.6). По явным максимумам дебитов на этих линиях дебитов проведем линию максимальных дебитов. Линия максимальных дебитов проходит через депрессию равную 20 ат при дебите порядка 300 м³/сут и депрессию порядка 70 ат при дебите порядка 70 м³/сут.

Рис. 10.6. Кривые изменения дебита Q от депрессии Р по 14 скважинам и линия связи максимальных дебитов с депрессией

Очевидно, что сведения о значении депрессии, обеспечивающей максимальный дебит, весьма полезны для целей оптимизации разработки месторождения. Для получения достоверных данных целесообразно проводить регулярные (например, ежемесячные или ежеквартальные) определения продуктивности и депрессии.

Выводы

В результате обобщения материала с данными гидродинамических исследований и эксплуатации терригенных пород можно сделать следующие выводы.

1. Выявлено две основные причины изменения продуктивности.

Одна причина изменения продуктивности, вероятнее всего, связана с очисткой приствольной части пласта и в результате этого повышается продуктивность. Это явление наблюдается в скважинах на начальной стадии эксплуатации или после капитального ремонта.

Другая причина изменения продуктивности, вероятнее всего, связана с тем, что при увеличении депрессии, то есть при уменьшении порового давления в приствольной части пласта, происходит сжатие породы с уменьшением пористости и проницаемости. Уменьшение продуктивности с увеличением депрессии может быть связано также с нарушением линейного закона фильтрации (турбулентное течение) при больших градиентах давления в ПЗП; появления в ПЗП двухфазной фильтрации вследствие выделения газа при давлении ниже давления насыщения.

2. Максимальный дебит нефти получается при депрессии, определяемой в результате обобщений и находится в диапазоне от 20 до 100 ат. Увеличение депрессии за пределы 100 ат не приводит к увеличению дебита. Неблагоприятно увеличение депрессии более 50 ат для объектов с дебитами более 100 м³/сут.

3. При исследованиях и при документации результатов значение продуктивности должно сопровождаться значением депрессии. Это позволит привести результаты различных исследований к сопоставимым условиям наблюдений, то есть, к стандартной депрессии (например, 50 ат), принятой для эксплуатации данного месторождения (формулы 1-2).

11. ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ в варианте «Км»

Предложена методика расчёта фазовой проницаемости по нефти и воде с использованием прямых и косвенных керновых определений, а также с использованием графика изменения во времени дебита нефти и воды. Различие результатов определения фазовой проницаемости по керну и по дебитам в скважине связаны не только с разномасштабностью исследуемых объектов (образец керна и пласт-коллектор), но и с принципиально разной моделью фильтрации жидкости через образец и через реальный пласт. Для более полного учёта вертикальной и горизонтальной неоднородности на этапе моделирования разработки месторождения и прогноза темпов заводнения рекомендуется использовать фазовые проницаемости, определённые по данным дебитов.

11.1. Прямые и косвенные методы определения по керну фазовой проницаемости

Существуют две группы методов определения по керновым данным относительных проницаемостей по нефти и воде: прямые и косвенные.

Прямые методы более точно определяют относительные проницаемости. Однако эти методы сравнительно трудоёмки, а поэтому на практике часто их заменяют косвенными методами (давление вытеснения или кривая капиллярного давления).

Ниже описана и иллюстрируется на конкретных примерах методика совместной обработки косвенных и прямых определений относительных проницаемостей по нефти и воде с частичным учётом вертикальной неоднородности исследуемого разреза по характеру насыщения и фильтрационным свойствам.

Методика включает промежуточные и конечные результаты, и в том числе построение обобщённых зависимостей:

- относительной проницаемости по нефти и воде от остаточной водонасыщенности (Кво) и водонасыщенности (Кв) по косвенным определениям;

- относительной проницаемости по нефти и воде от Кво и Кв по прямым и косвенным определениям.

При наличии данных ГДИС относительную проницаемость следует определять по данным дебитов нефти и воды.

При отсутствии данных ГДИС по исследуемому пласту следует воспользоваться методом аналогии, то есть воспользоваться зависимостями, полученными для относительных проницаемостей по дебитам нефти и воды в пластах, аналогичных по геологическим и геофизическим характеристикам.

При невозможности использовать метод аналогии целесообразно привлечь результаты совместного обобщения прямых и косвенных определений относительных проницаемостей по воде (рис. 11.3) и нефти (рис. 11.4). Эти обобщения являются палетками, с помощью которых можно определить относительные проницаемости по нефти и воде. Для этого необходимо задать значения Кво и Кв, которые рассчитываются по данным ГИС. Далее можно рассчитать дебиты.

Дебит воды Qв [см3/сек] и нефти Qн [см3/сек] рассчитываются по формулам

(1)

и (2)

Здесь

Δ Р[ат] - депрессия (задаётся равной значению, принятому в проекте разработки месторождения, например, равной 5 МПа),

К_пр[Д] - абсолютная проницаемость, определяемая по данным ГИС,

h_эф[см] - эффективная толщина (то есть суммарная толщина коллектора в интервале перфорации), определяемая по данным ГИС,

К_пр’в и _в [сПз] - относительная проницаемость и вязкость по воде в пластовых условиях,

К_пр’н и _н [сПз] - относительная проницаемость и вязкость по нефти в пластовых условиях,

B_в и B_н – коэффициенты объёмного расширения нефти и воды,

R_к и r_c - радиусы контура питания ствола скважины.

Примечание. Это уравнение Дюпюи для радиального притока жидкости к скважине формально получено интегрированием закона Дарси (где градиент давления в ат/см, проницаемость в Д, вязкость в сПз, скорость потока в см/сек). Поэтому в формуле Дюпюи для дебита также имеем: см, сек, Д, сПз, ат. Поскольку уравнение описывает фильтрацию в пласте, а дебит определяется в поверхностных условиях нужно учесть объёмный коэффициент B. Чтобы учесть несовершенство вскрытия и скин-фактор можно написать «приведённый радиус скважины».

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: