Определение проницаемости по данным эксплуатации - vnekl.netnado.ru o_O
Главная
Поиск по ключевым словам:
страница 1
Похожие работы
Название работы Кол-во страниц Размер
Датчики-реле уровня поплавковые дру-1пм-г руководство по эксплуатации... 1 94.38kb.
Преобразователи термоэлектрические взрывозащищенные типа 1 210.63kb.
Руководство по эксплуатации г. Ростов-на-Дону 2003 г содержание 1... 1 122.79kb.
При эксплуатации электроустановок в вопросах и ответах 9 1784.28kb.
Паспорт, техническое описание и инструкция по эксплуатации 1 127.91kb.
Хирургическая операция. Определение. Основные этапы хирургической... 1 32.38kb.
Примеры и определение модели 1 124.51kb.
Экзаменационные билеты для приема теоретического экзамена по безопасной... 6 1143.98kb.
Тематическое планирование по курсу «География Оренбургской области»... 1 94.51kb.
Инструкция n 2 по охране труда при эксплуатации электроустановок... 1 46.95kb.
Методические указания му 6 2043-06 "Гигиенические требования к размещению... 1 67.93kb.
Реферат «Компьютеризация процессов проектирования обустройства и... 1 146.77kb.
"Обозначение мягкости согласных на письме" 1 53.8kb.
Определение проницаемости по данным эксплуатации - страница №1/1





Определение проницаемости по данным эксплуатации
На нефтяных месторождениях все в большем объеме ведутся работы по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи за счет различных воздействий на пласт. При этом совершенствуются такие технологии, как депрессионная (ДП) и репрессионная (РП) перфорация, гидроразрыв (ГРП), термобарохимическая обработка (ТБХО), закачка сшитых полимеров (СПС), ремонтные изоляционные работы (РИР), обработка полимерно-гелиевым составом «Темпоскрин», электровоздействие, газодинамический разрыв пласта (ГДРП) с применением горючеокислительного состава (ГОС).

Однако выбор оптимальных технологий затруднен из-за отсутствия надежных способов оценки эффективности того или иного метода повышения нефтеотдачи. Кроме того, проведение специальных гидродинамических исследований с длительным прерыванием режима эксплуатации нежелателен.

В этих условиях целесообразно использовать существующие данные наблюдения за механизированной добычей скважин. Речь идет об использовании данных из эксплуатационных карточек с каждодневной регистрацией дебита жидкости, ежемесячной регистрацией динамического уровня жидкости и регистрацией статического уровня не реже раз в год.

На нефтяных месторождениях в эксплуатационных скважинах имеется большой объем данных по уровневым замерам. Эти данные включают статический (Hст) и динамический (Hдин) уровни, дебит жидкости (Q), процент воды (W). По месторождению имеются лабораторные анализы проб флюида на плотность и вязкость воды (в, μв), сепарированной (на поверхности) нефти (н.пов, μн.пов), пластовой нефти (н.пл, μн.пл), а также объемный коэффициент нефти (b).

Обозначим депрессию и продуктивность до воздействия на пласт соответственно ΔP1 и η1, после воздействия на пласт соответственно ΔP2 и η2. Будем приводить продуктивности к депрессии ΔPср = (ΔP1+ ΔP2 )/2. Приведенную из η1 продуктивность обозначим η1’, а приведенную из η2 продуктивность обозначим η2’.

Ниже рассматривается технология, приведения продуктивности до и после воздействия на пласт к одним условиям, то есть к одной депрессии. До сих пор продуктивности не приводились к одной депрессии, а поэтому сопоставления продуктивностей, определенных до и после воздействия, были неточными.

1. По каждому i-ому замеру в эксплуатационной скважине рассчитывается пластовое (Pпл.i) и забойное (Pзаб.i) давления по статическому и динамическому уровням. Определение продуктивности в каждой i-ой точке замера (ηi).

2. По совокупности разновременных i-ых уровневых замеров одного объекта проводится линия нормальной продуктивности (ηнорм). Эта линия определяет закономерность уменьшения продуктивности с увеличением депрессии.

3. По линия нормальной продуктивности определяется потенциальная продуктивность (η0) при ΔP0, а также продуктивность (η5), приведённая к депрессии ΔP=5 МПа.

В том случае, когда данных уровневых замеров недостаточно и проведение линии нормальной продуктивности затруднительно, необходимо из библиотеки готовых линий нормальной продуктивности подобрать подходящую.



Расчет пластового (Pпл) и забойного (Pзаб) давления по статическому и динамическому уровням.
Для расчёта продуктивности необходима депрессия, которая определяется разностью пластового и забойного давлений. Эти давления рассчитываются по уровневым замерам и плотности жидкости.

Плотность смеси нефти и воды (н+в) для статического стат (сепарированная нефть) и для динамического дин (нефть с растворённым газом) режимов работы скважины в первом приближении будут определяться следующими выражениями:



и ,

где W – процент воды; в, , н.пов, н.пл – плотности воды (1 т/м3), сепарированной и пластовой нефти соответственно. Пластовое давление рассчитывается по статическому уровню (статический столб считаем полностью сепарированным, то есть берём поверхностную плотность):



,

где Pзат – затрубное давление, ат; Hпл – глубина кровли интервала перфорации, м; Hст – глубина статического уровня, м.

Забойное давление по динамическому уровню рассчитывалось в предположении того, что динамический столб полностью сепарирован (характерно для медленного потока), то есть

,

где Hдин – динамический уровень, м.

По значениям забойного (Pзаб) и пластового (Pпл) давлений можно рассчитать депрессию () и продуктивность (Q), то есть

и . (1)
Определение по уровневым замерам потенциальной и приведенной продуктивностей
Результат обработки данных уровневых замеров по формуле (1) представлен в виде графиков в координатах депрессия по горизонтали и продуктивность по вертикали (рис. 1 и 2).

На рис. 1 приведена иллюстрация общей тенденции снижения продуктивности с увеличением депрессии по одной и той же скважине до и после обсадки. Напомним, что значения продуктивности и соответствующих депрессий получаются по гидродинамическим исследованиям методами индикаторных линий (ИЛ или ИК), регистрацией восстановления давления (КВД), регистрацией уровневых замеров (КВУ) и данных свабирования. Иначе говоря, по одной скважине получается несколько исследований в открытом стволе и десятки исследований в обсаженной скважине в процессе эксплуатации. По данным открытого ствола проведем огибающую сверху линию ηнорм.о (рис. 1) и назовем ее линией «нормальной» продуктивности открытого ствола. Более уверенно, так как используется значительно большее количество точек в эксплуатационной скважине, проводится огибающая сверху линия ηнорм.к (см. рис. 1), которую назовем линией «нормальной» продуктивности скважины в колонне.

В случае полностью совершенной скважины с открытым стволом (то есть когда скин-фактор S=0) при депрессии стремящейся к нулю имеем так называемую потенциальную продуктивность открытого ствола ηо.0, которая рассчитывается в соответствии с формулой Дюпюи

. (2)

Здесь – гидропроводность пласта; Rk – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл; rc – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб); ηо.0 – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий, Qпл.0 – дебит в пластовых условиях и в единицах объема. Отметим, что ΔP близко нулю.



Рис. 1. Иллюстрация понятий для линий «нормальной» продуктивности открытого ствола (о) и ствола скважины в колонне (к)

Аналогично формуле (2) для потенциальной продуктивности обсаженной скважины, то есть для точки к.0 (см. рис. 1), в которой скин-фактор S0 не равен нулю, можно записать выражение (3).

. (3)

В первом приближении в качестве S0 можно принять значение 2.4. Задавшись средними значениями Rк=200 м и rc=0.1 м получаем =7.6.

Из (2) и (3) имеем

. (4)

Итак, в первом приближении потенциальная продуктивность открытого ствола может быть оценена по потенциальной продуктивности скважины с перфорированной колонной. Эту оценку потенциальной продуктивности открытого ствола через потенциальную продуктивность в колонне ηк.0 в отличие от непосредственного замера в открытом стволе ηо.0 обозначим через ηо.0к. В эксплуатационной скважине (в колонне) данных ηк.0 на 1-2 порядка больше, поэтому определение продуктивности по ηо.0к будет более точным. Из (4) имеем



ηо.0к = 1.315*ηк.0. (5)

С учетом (2) получаем выражение, с помощью которого можно рассчитать проницаемости по данным потенциальной продуктивности скважины в колонне



kпр = 2.093* ηк.0* . (6)

При расчете продуктивности используется дебит жидкости (в единицах т/сут) в поверхностных условиях Qпов. Для перевода этого дебита в пластовые условия и в объемы используются объемный коэффициент b и плотность нефти в поверхностных условиях ρпов. Иначе говоря, имеем



ηк.0= . (7)

Из (6) и (7) имеем



kпр = 2.093** . (8)

Выражение (8) выведено из формулы Дюпюи, в которой используются размерности (см, сек, Д, ат). Эти размерности менее удобны для практического использования по сравнению с такими единицами, как метр, сутки, мД, МПа. После соответствующих переводов в удобные единицы измерения из (6) окончательно получаем расчетное выражение



kпр[мД]= 18.42** . (9)

Отметим, что динамическая вязкость в системе СИ и в сПз совпадают, то есть 1[мПа*с]=1[сПз].

Выражение для расчета продуктивности в удобных единицах измерения по определению имеет вид

ηк.03/(сут*МПа)]= . (10)

Выражение для расчета удельной (на единицу эффективной толщины коллектора) продуктивности в удобных единицах измерения по определению имеет вид



ηуд3/(сут*МПа*м)]= . (11)

Для расчета проницаемости и продуктивности использовались соответственно выражения (9) и (10). Эффективные толщины коллекторов в интервалах перфорации и данные αпс против этих эффективных толщин определены по данным ГИС.

На рис. 2 изображены графики i-ых точек с координатами продуктивность ηi в колонне и депрессия ΔРi. Здесь же на рис. 2а наглядно показаны упрощения за счет исключения индекса «к» поскольку в дальнейшем речь идет только о данных, полученных в скважинах с колонной. Далее на рис. 2б-2е и в последующем тексте используются эти упрощенные обозначения.

Для примера на рис. 2 представлены по два графика для каждого из трех пластов. Пласт БС11 представлен скважинами 1 (рис. 2а) и 2 (рис. 2б). Пласт ЮС1 представлен скважинами 3 (рис. 2в) и 4 (рис. 2г). Пласт ЮС2 представлен скважинами 5 (рис. 2д) и 6 (рис. 2е). На этих графиках сверху над точками проведена линия «нормальной» продуктивности (ηнорм).

Как видно из графика (см. рис. 2а), линия «нормальной» продуктивности показывает как величина продуктивности уменьшается от максимального значения (потенциальная продуктивность в точке η0 при депрессии ΔP0) до все более низких значений продуктивности по мере увеличения депрессии. Точка η0 помечена на всех графиках малым кружком. Будем считать, что средняя величина депрессии, при которой будет вестись эксплуатация, равна 5 МПа.

Рис. 2. Результат обработки данных уровневых замеров в виде: линии «нормальной» продуктивности, потенциальной и приведенной продуктивности


При депрессии равной 5 МПа максимальная продуктивность приходится на точку η5 (см. рис. 2а). Значение продуктивности в этой точке будем называть приведенной к депрессии эксплуатации.
Расчет множителя для перехода от приведенной продуктивности к потенциальной.
Из общих соображений можно предположить следующие.

Во-первых, с увеличением продуктивности η5 увеличивается потенциальная продуктивность η0.

Во-вторых, с увеличением статистики (то есть по мере увеличения рядовых i-ых точек) при прочих равных условиях значения точек η5 и η0 возрастают и стремятся к своим некоторым фиксированным пределам. Будем называть такие точки, практически достигшими своего предела, предельными точками.

В-третьих, из-за меньшей (по сравнению с точкой η5) статистики в районе точки η0 потенциальная продуктивность чаще оказывается меньше своего предела по сравнению с частотой попадания точки η5 на свое предельное значение.

Из сказанного можно сделать следующий вывод. Потенциальная продуктивность, определяемая точкой η0, может не достигать своего предела, а поэтому определенные по этой продуктивности значения проницаемости могут быть занижены. Если между предельными точками η5 и η0 (которые составляют часть всех скважин) имеется прямая пропорциональная зависимость (в виде множителя K50), то ею можно воспользоваться для восстановления потенциальной продуктивности (η50) для всех скважин, в которых надежно определены приведенные продуктивности η5.

Нормировочный множитель K50 определяется по предельным точкам

K50 =, (12)

где η0.пред и η5.пред предельные значения продуктивностей соответственно потенциальной и приведенной к депрессии 5 МПа по совокупности i-ых исследованных скважин.

Восстановленная потенциальная продуктивность рассчитывается по формуле

η50= K50 * η5 . (13)

Положения и значения усредненных предельных значений продуктивности приведены на рис. 3.

По формуле (12) и предельным значениям продуктивностей для пласта Б получена величина нормировочного множителя K50, который оказался равным 530.



Расчет проницаемости по потенциальной и восстановленной продуктивностям. Получение палеток для определения проницаемости по данным ПС и ГДИС
По формулам (9) и (13) произведен расчет абсолютной проницаемости в двух вариантах: kпр.0 по η0 и kпр.5 по η50. Отметим, что 5 МПа является депрессией, при которой чаще всего ведется эксплуатация. По данным ГИС определены эффективные толщины hэф и значения αпс против этих толщин.

По данным ПС (αпс) и проницаемости (kпр.0) построены графики (рис. 4) и получены линии корреляционных связей и коэффициенты корреляции. Аналогичным образом обработаны данные kпр.5 (рис. 5). Поскольку для пласта Б не оказалось низкопроницаемых объектов, то при построении в массив внесены теоретические точки ТТ. Положение этих точек определено при анализе данных керна и ГИС.

На графиках связи проницаемости с αпс нанесены две линии соответственно по данным ГДИС (технология их определения изложена в данном разделе) и по керновым данным.


Рис. 3. Определение предельных потенциальной продуктивности и продуктивности при депрессии равной 5 МПа

Рис. 4. Связь с αпс абсолютной проницаемости, рассчитанной по потенциальной продуктивности



Рис. 5. Связь с αпс абсолютной проницаемости, рассчитанной с использованием продуктивности при депрессии 5 МПа


Выводы
1. Результаты обработки данных ГДИС и построения палеток в виде зависимости проницаемости kпр от αПС для коллекторов Б практически полностью совпадают с аналогичной палеткой, построенной по керновым данным.

2. Показано, что для расчета проницаемости могут быть использованы уровневые замеры, которые на нефтяных месторождениях в большом объеме получаются в эксплуатационных скважинах.



3. Показано, что на нефтяных месторождениях проницаемость может определяться как по потенциальной продуктивности, так и по пересчету приведенной продуктивности к потенциальной.

.