Основы гидродинамических исследований скважин (ГДИС) при разработке нефтяных залежей

1.

Основы гидродинамических
исследований скважин (ГДИС) при
разработке нефтяных залежей
7.1 Основы гидродинамических расчетов при
ГДИС
7.2 Основы ГДИС на установившихся режимах
7.3 Основы ГДИС на неустановившихся
режимах

2.

Основы гидродинамических расчетов при
ГДИС
• Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) – это комплекс
мероприятий, проводимых на скважинах по специальным планам,
направленный на получение информации о динамике изменения во
времени ряда параметров, характеризующих свойства пласта
(забойного давления, дебита, температуры, уровня жидкости в
скважине др.). Регистрация информации осуществляется путем замера
специальными глубинными приборами.
• Данные ГДИС являются основным источником информации о
фильтрационных свойствах пласта и его энергетическом состоянии в
процессе разработки залежи. На основе совместного анализа динамики
процесса разработки залежи данных ГДИС и анализа выработки запасов
залежи делается вывод о необходимости внедрения тех или иных
методов воздействия на пласт.
• Последующий анализ и интерпретация полученных данных позволяют с
достаточной степенью достоверности определить пластовое давление,
а также фильтрационные свойства пласта (гидропроводность,
пьезопроводность, проницаемость и др.).

3.

Основы гидродинамических расчетов при
ГДИС
• На стадии разведки залежи основной целью ГДИС является
получение наиболее полной информации о геологическом
строении и свойствах залежи, необходимой для выполнения
технико-экономического обоснования коэффициентов
извлечения нефти и составления проектного документа на
разработку месторождения.
• На стадии разработки залежи целями ГДИС являются:
• 1) уточнение фильтрационных свойств пласта;
• 2) контроль динамики процесса разработки, необходимый для
его регулирования, при необходимости принимается решение о
внедрении методов воздействия на пласт;
• 3) определение эффективности мероприятий по воздействию на
пласт.
• Объектом ГДИС являются пьезометрические, нагнетательные и
добывающие скважины либо остановленные для текущего
ремонта, либо непрерывно эксплуатируемые. В последнем
случае на забое скважин устанавливаются стационарные датчики.

4.

Основы гидродинамических расчетов при ГДИС
При пуске скважин в эксплуатацию, при их остановке, при изменении темпа добычи
жидкости из скважин в пласте возникают неустановившиеся процессы, которые
проявляются в длительном (нестационарном) перераспределении пластового
давления в зоне фильтрации, в изменении со временем дебитов, скоростей
фильтрации и т.д. Неустановившимся поток будет считаться до тех пор, пока
происходит процесс перераспределения пластового давления, т.е. пока значение
пластового давления в любой точке пласта не станет постоянным.
В общем случае процесс фильтрации в пористой среде подчиняется закону Дарси,
согласно которому скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту
давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующегося флюида.
v = - ( k / μ )/ (ΔP / L),
(6.1)
k -проницаемость пласта;
μ-вязкость фильтрующего флюида;
ΔP-депрессия, созданная на пласт.
L -длина пласта.
В случае схематизации площади фильтрации круговым контуром, то из закона Дарси
можно получить формулу Дюпюи, по которой производится расчет дебита
скважины, находящейся в центре области фильтрации.
(6.2)
Где Rk – радиус контура питания
h – нефтенасыщенная толщина в зоне расположения скважины
Вн – объемный коэффициент нефти
Rc – радиус скважины
S – скин фактор

5.

Основы ГДИС на установившихся режимах
• При исследовании методом
установившихся отборов скважина
3’
последовательно эксплуатируется на
нескольких (трех и более) установившихся
1’
режимах, включая нулевой (полная
остановка скважины). На каждом режиме
2’
измеряют дебит и соответствующее
забойное давление рзаб. По результатам
исследования строят график зависимости
q
дебита скважины от забойного давления
3
рзаб или от депрессии (рпл-рзаб), называемый
индикаторной диаграммой.
1
4
• При построении индикаторных диаграмм
принято значения забойных давлений
откладывать по оси ординат, а дебит - по
5
оси абсцисс. При этом индикаторные
2
Рнас
диаграммы добывающих скважин
располагаются ниже оси абсцисс, а
нагнетательных - выше этой оси. Основные
Рис. 1. Характерные типы индикаторных
типы индикаторных диаграмм для скважин,
диаграмм для скважин: 1, 2, 3, 4, 5 —
эксплуатирующих однопластовые объекты,
добывающих; /', 2', 3' — нагнетательных
приведены на рис. 1.
Рзаб

6.

Основы ГДИС на установившихся режимах
Рзаб
3’
1’
2’
q
3
1
4
5
Рнас
2
Рис. 1. Характерные типы индикаторных
диаграмм для скважин: 1, 2, 3, 4, 5 —
добывающих; /', 2', 3' — нагнетательных
Если в пласте отсутствует свободный
газ, то нефтяные, нефтеводяные и
водяные скважины имеют, как правило,
прямолинейные диаграммы (линии 1 и
1′). Если процесс фильтрации жидкости
в пласте не подчиняется закону Дарси
или при переходе от одних режимов
цикла к другим изменяется физическая
проницаемость коллектора,
индикаторная диаграмма (или часть её)
оказывается криволинейной. Для
добывающих скважин в подобных
случаях она обращена выпуклостью к
оси дебитов, а для нагнетательных
скважин обращена выпуклостью к оси
давления (линия 3′).

7.

Основы ГДИС на установившихся режимах
Рзаб
Диаграмма (линия 2) характерна для
фильтрации в пласте газированной жидкости.
Она прямолинейна в диапазоне забойных
1’
давлений выше давления насыщения (рзаб>рнас)
и криволинейна при уменьшении забойного
2’
давления ниже давления насыщения (рзаб<рнас).
Физическая проницаемость коллектора может
изменяться также при наличии в пласте
q
трещин, которые способны расширяться с
3
увеличением забойного давления (нагнетание
рабочих агентов) и сжиматься со снижением
1
забойного давления в добывающих скважинах.
4
В подобных случаях индикаторная диаграмма
нагнетательных скважин обращена
5
выпуклостью к оси давлений (линия 3′), а для
добывающих скважин имеет форму линии 3.
2
Рнас
При скоростях фильтрации жидкости,
превышающих верхний предел, когда
сохраняется линейный закон, индикаторные
Рис. 1. Характерные типы индикаторных диаграммы добывающих и нагнетательных
диаграмм для скважин: 1, 2, 3, 4, 5 —
добывающих; /', 2', 3' — нагнетательных скважин будут криволинейными с
выпуклостью, обращенной в сторону оси
дебитов (линии 4 и 2′).
3’

8.

Основы ГДИС на установившихся режимах
Рзаб
3’
1’
2’
q
3
1
4
5
Рнас
2
Рис. 1. Характерные типы индикаторных
диаграмм для скважин: 1, 2, 3, 4, 5 —
добывающих; /', 2', 3' — нагнетательных
По скважинам, эксплуатирующим
однопластовые объекты, эти диаграммы не
могут иметь форму кривых с выпуклостью к
оси давления (линия 5). Однако при
одновременной совместной эксплуатации
нескольких пластов с различными
пластовыми давлениями в отдельных
случаях выпуклость их может быть
обращена к оси давления. Такую же форму
могут иметь и диаграммы, если пластовая
жидкость обладает аномальными
свойствами (снижение вязкости с
увеличением градиента давления).
Основные параметры, определяемые по
индикаторным диаграммам – коэффициент
продуктивности скважины, а также скинфактор. В случае необходимости внедряются
методы по восстановлению
фильтрационных свойств призабойной зоны
пласта с целью снижения скин-фактора очистки призабойной зоны от кольматанта,
кислотные обработки, ГРП и др.

9.

Основы ГДИС на неустановившихся режимах.
Рис.2. Пример кривой восстановления
забойного давления
В общем виде исследование скважин
данным способом заключается в
следующем: на забой скважины спускается
специальный глубинный манометр, после
чего в течении некоторого времени T
эксплуатируют скважину и замеряют ее
дебит Q. Затем скважину останавливают и
через определенные временные отрезки
регистрируют изменение давления на забое,
в результате получается кривая
восстановления давления (КВД) (рис. 2). Как
правило, для маловязкой нефти срок
проведения ГДИС составляет не менее 3
дней.
Исследования проводятся на
неустановившемся режиме, поскольку в
момент снятия КВД давление на забое
скважины не является постоянной
величиной.

10.

Основы ГДИС на неустановившихся режимах.
Однако в данном виде данные ГДИС на
неустановившемся режиме мало информативны и
практически не пригодны для интерпретации.
• Существуют множество различных способов для
обработки КВД, каждый из которых имеет свои
ограничения. Кроме того по причине недостатка
времени зачастую снимается неполная –
«недовосстановленная» КВД (отсутствует часть кривой
перешедшая в прямую линию). Также различные
методики учитывают многофазность добываемой
жидкости, а также влияние различных факторов на
процесс восстановления давления, таких как
постприток (влияние ствола скважины),
несовершенство скважин, техническое состояние
скважин, время регистрации КВД, разгазирование
нефти и др.
• Далее рассмотрены два наиболее часто используемых
Рис.2. Пример кривой восстановления способа интерпретации данных ГДИС на
забойного давления
неустановившихся режимах для случае, если КВД
является довосстановленной и была снята в скважине,
продукцией которой – однофазная жидкость
(безводная нефть). При этом влияние дополнительных
факторов на процесс восстановления давления на
забое скважины отсутствует, кроме загрязнения
призабойной зоны.

11.

Метод касательной (MDH - Миллера-ДайсаХатчинсона)
36
0
0
lgt3600
Рис. 3. Обработка КВД методом
«касательной»
Для удобства интерпретации КВД перестраивают в полулогарифмических координатах Δр-lgt «изменение давления –
десятичное время» (рис.3). Для этого от каждого значения
времени находится десятичный логарифм, а от каждого
значения давления отнимается значение забойного давления
на момент остановки скважины руст.
При мгновенном изменении дебита скважины, длительно
эксплуатируемой на установившемся режиме, изменение
давления в любой точке однородного пласта, удаленной от
центра скважины на расстоянии r, изменяется по закону,
определяемому основной формулой теории упругого режима
(6.3)
Q
r 2
p
Ei
4 k h
4 t (6.3)
где – изменение давления в точке r, Па; Q – постоянный
дебит скважины, м3/с; h – толщина пласта, м; µ - вязкость
добываемой жидкости, Па*с – интегральная показательная
функция от аргумента
2
r
4 t
(определяется по справочной таблице); t – время работы
скважины с постоянным дебитом, с; χ – пьезопроводность
пласта, м2/с.

12.

Метод касательной (MDH - Миллера-Дайса-Хатчинсона)
36
0
0
lgt3600
Рис. 3. Обработка КВД методом
«касательной»
Одним из важнейших фильтрационно-емкостных свойств пласта,
определяемым по результатам анализа КВД, является
гидропроводность ε (м3/ Па с) – способность пласта перераспределять
пластовый флюид по своей толщине:
k h
(м3/Па с). (6.4)
При исследованиях скважин методом восстановления давления
изменение давления регистрируется непосредственно на забое
скважины (r=rпр). При этом аргумент функции Ei уже через несколько
секунд становится очень малым по абсолютному значению, и процесс
изменения давления с учетом выражения (2) достаточно точно
описывается уравнением (6.5):
Q
2,25 t
(Па). (6.5)
p
ln
2
4
rпр
Здесь rпр – приведенный радиус скважины, который учитывает степень
несовершенства скважины и загрязнения пласта. Численно он равен
радиусу такой совершенной скважины, дебит которой был бы равен
дебиту реальной исследуемой скважины.
Для определения входящих в уравнение (6.5) гидродинамических
параметров представим его в виде (6.6):
р А i lg t (Па), (6.6)
где - изменение забойного давления во времени ( р p0 p )
Эта формула выражает уравнение касательной, проведенной к
прямолинейному участку КВД в полулогарифмических координатах Δрlgt, наклоненной к оси абсцисс под углом α и отсекающей на оси
ординат отрезок А (рис. 3). Коэффициент i равен тангенсу угла α и
называется уклоном прямой. Отклонение от прямой линии реальной
КВД в начальном участке объясняется тем, что при малых значениях
времени линейный характер зависимости не соблюдается.

13.

Метод касательной (MDH - Миллера-Дайса-Хатчинсона)
•Параметр А численно равен (6.9):
•где i определяется как (6.10): i
А i lg
2,3 Q
4 (Па). (6.10)
2,25
rпр2
(Па) (6.9)
•При интерпретации КВД параметр А находят по графику, как это показано на рис. 3.
Уклон касательной i рассчитывается следующим образом: на прямолинейном участке
КВД выбираются две точки Δр1 и Δр2, для которых определяются значения абсцисс
lgt1 и lgt2 (рис.3). При этом i находится как (6.11):
р(t ) 2 р(t )1 Па. (6.11)
3
6
0
lgt0
3
600
Рис. 3. Обработка КВД
методом «касательной»
i
lg t2 lg t1
•Затем с использованием найденных значений параметров А и i производят
определение фильтрационно-емкостных параметров пласта.
•Гидропроводность определяется как (6.12):
2,3 Q 3
=
м /Па с. (6.12)
4 i
•Проницаемость находится из соотношения (6.4) и определяется как (6.13):
м2. (6.13)
k=
•Пьезопроводность находится как (6.14):
k
h
, 2/с, (6.14)
(m ж c ),
•где – m пористость, д.ед.; βж– коэффициент упругой сжимаемости пластовой
жидкости, Па-1; βс– коэффициент упругой сжимаемости породы, слагающей пласт, Па1.
2, 25
•Приведенный радиус скважины находится как (6.15):
rпр
,
м. (6.15)
10 A/i
•Скин-фактор можно определить по любой из известных многочисленных методик.
Для примера возьмем формулу (6.16), наиболее часто используемую при составлении
проектных документов:
S 1,15 ( Р3600 / i lg ( / Rc2 ) 3,908) (6.16)
•где ΔР3600 – изменение давления на забое через час после закрытия.
•Если точка ΔР3600 не принадлежит прямолинейному участку КВД, то она определяется
на продолжении касательной, как это показано на рис. 3.

14.

Метод Хорнера
•Одним из недостатков интерпретации КВД по методу
«касательной» является невозможность определения
начального пластового давления.
•Устранить данный недостаток можно, выполнив
интерпретацию КВД по методу Хорнера. Для этого перед
остановкой скважины необходимо замерить время T
эксплуатации скважины с постоянным дебитом Q. При этом
время Т должно быть соизмеримо с временем
восстановления давления t.
•Изменение давления на забое скважины после ее остановки
согласно методу Хорнера описывается уравнением (6.17):
рc = р0 i lg
Рис.4. Пример кривой восстановления давления по
методу Хорнера
T +t
t
•,
(6.17)
•где Рс забойное давление в любой момент времени после
остановки скважины, Па; Р0 - начальное пластовое давление,
Па; i- уклон касательной линии к графику Хорнера.
Для интерпретации данных ГДИС по методу Хорнера исходную КВД перестраивают в полулогарифмических
T +t
координатах
p lg
t ( рис.4), после чего к прямолинейному участку полученного графика проводят
касательную до пересечения с осью Δр.
•.Уклон i касательной к прямолинейному участку графика Хорнера также можно найти по соотношению (6.10),
однако для его определения используется зависимость (6.18):
р(t )2 (t ) р1
i
lg
T +t2
T +t1
lg
t2
t1
Па. (6.18)
•Определение основных параметров пласта производится по формулам (6.12)–(6.14) и (6.16), при этом ΔР3600
находится аналогично методу «касательной».
•Определение начального пластового давления производится следующим образом. Находится точка пересечения
касательной к графику Хорнера с осью Δр (рис.4) и её координата Δр*. К значению Δр* прибавляется значение
забойного давления на момент остановки скважины руст (6.19): pпл р * р уст , Па

15.

Производная давления