Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)

1. Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)

2. ГДИС. Определение.

система мероприятий, проводимых на скважинах по
специальным программам, замер с помощью
различных приборов ряда величин (изменения
забойных давлений, дебитов, температур во
времени и др), последующая обработка
замеряемых данных, анализ и интерпретация
полученной информации о продуктивных
характеристиках – параметрах пластов и
скважин.

3. Цели ГДИС:

Стадия промышленной разведки месторождения
получение возможно полной информации о строении и свойствах
пластов, необходимой для подсчета запасов и составления
проекта разработки, т.е. выявление общей картины
неоднородностей пласта по площади.
Стадии пробной эксплуатации и промышленной разработки
месторождения:
• уточнение данных о гидродинамических свойствах
разрабатываемого объекта, необходимых для дальнейшего
проектирования;
• получение информации о динамике процесса разработки,
необходимой для его регулирования;
• определение технологической эффективности мероприятий,
направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка
призабойных зон скважин, гидроразрыв и т.д.)

4. Состав ГДИС

• Наземные замеры (промысловая информация:
дебит, обводненность, давление)
• Замеры уровня затрубной жидкости
• Замеры пластового давления
• Индикаторные диаграммы
• КВД/КПД
• Профиль притока/закачки
• СПСК/ТМС
• Трассерные исследования

5. Проведение ГДИС

Ндин
ЭЦН

6.

Замер уровня жидкости
Замер давления и динамического уровня
в межколонном (затрубном)
пространстве с целью контроля за
работой добывающих скважин
механизированного фонда для
определения Ндин., Рзатр., Рзаб.
Рзатр.=10 атм, t=3.2 сек, uзв.=380м/с
t * зв. 3.2сек. * 380 м / с
H
608 м
2
2

7. ВИДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ: замер пластового давления, индикаторные диаграммы (построение поля пластового давления)

Замер забойного давления при
различных диаметрах штуцеров
(дебитах)
Спуск датчика и замер забойного
остановленной скважины

8.

Профиль притока и приемистости
-Механическая расходометрия
Принцип действия:
• Прибор представляет из себя серию
вертушек с датчиком вращения
• Дебит определяется по частоте
вращения вертушек
• Как правило замеры сопровождаются
замерами ГК и манометр-термометр,
иногда влагомером/резистивомером
Цель исследования:
• Определить приток/приемистость
каждого отдельного интервала. В том
числе из негерметичной обсадной
колонны
• Определить обводненность каждого
интервала (при наличии влагомера)
• Определение пластового давления и
коэффициента продуктивности
каждого интервала (при возможности
изменения дебита)

9.

Профиль притока и приемистости Термокондуктивная расходометрия
t2 < t1
Нагревате
льный
элемент
t1
Термометр
t2
Принцип действия:
• Прибор состоит из нагревательного
элемента нагревающегося выше
температуры жидкости и датчика
температуры
• Дебит определяется по степени
охлаждения нагревательного прибора
• Так как метод является косвенным,
проводится несколько измерений в том
числе фоновый
• Как правило замеры сопровождаются
замерами ГК и манометр-термометр,
иногда влагомером/резистивомером
Цель исследования:
• Определить приток/приемистость
каждого отдельного интервала
• Определить обводненность каждого
интервала (при наличии влагомера)
• Те же что и у термометрии (наличие
заколонных перетоков, целостность
колонны и НКТ)

10. Кривые восстановления/падения давления (определение проницаемости, пластового давления, скин фактора и др. наиболее

информативное)
Замер динамики изменения забойного давления непосредственно
после остановки/пуска скважины

11. Гидропрослушивание (определение проницаемости, сообщаемости)

Остановка нагнетательной скважины с одновременным замером
динамики давления в соседних

12.

Скважинные камеры

13. Основные этапы развития ГДИС

Годы
50-е
Конец 60-х
начало 70-х
Методики
Метод касательных
(преобразования Лапласа)
Анализ типовых кривых
(функции Грина)
Определяемые
характеристики
Однородный пласт
+ Эффекты в
призабойной зоне
Конец 70-х
Типовые кривые с несколькими
определяющими переменными
(Интегрированная методология
алгоритма Стефана)
+ пласты с двойной
пористостью
Середина
80-х
Диагностические кривые
(производные)
+ неоднородные пласты,
влияние границ
90-е
Использование
интерпретационных моделей,
применение ТМС,
специализированное
программное обеспечение
+ многопластовые
залежи

14. РАЗВИТИЕ ПРИБОРНОЙ БАЗЫ ГДИС (отставание практики от теории 5-10 лет)

Годы
Используемые приборы
До 1970
Механические манометры давления
1975
Электронные датчики давления
1980
Поверхностные приборы обработки данных о
забойном давлении
1980
Приборы для исследования горизонтальных
скважин
1983
Появление специализированного ПО
1986
Появление мощных персональных компьютеров
Конец
1990-х
Оборудование скважин ТМС

15. Возможности современных ГДИС

Область исследования
пласта
Призабойная зона
Анализируемые эффекты
-
Характеристики пласта Тип границ
коэффициент влияния ствола скважины
высокопроводимые трещины,
слабопроводимые трещины,
ограничение притока,
горизонтальные скважины.
однородный,
двойная пористость,
две контрастные проницаемости,
многофазный приток,
слоистый пласт (с/без перетоков).
- непроницаемая граница,
- слабопроводящая граница,
- полосообразный пласт,
- две пересекающиеся непроводящие
границы,
- открытый и замкнутый участок пласта,
- граница с постоянным давлением.

16. Модель пласта (Грингартен)

17. НАУКА И ЖИЗНЬ «РЕКЛЕ» (режем, клеим)

18. КТО АРБИТР? «Что делать?»

19. РАЗЛИЧНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ «ВИДЯТ» РАЗЛИЧНЫЕ МАСШТАБЫ

20.

ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ
ПЕРТОФИЗИЧЕСКИМИ
ИССЛЕДОВАНИЯМИ
Объем исследований:
V=V1 N1
V1=10-4 М3 – объем образца;
N1=150 - кол-во образцов;
1,5·10-2 м3
Точность петрофизических исследований
очень высокая.

21. ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ

Объем исследований:
V=2πR2 Нср N2
R = 1 м – радиус исс-ний;
Hср=10 м – средняя __
___мощность;
N2=100 - кол-во скважин;
6·103 м3
Главное достоинство геофизических
исследований – детальность описания разрезов
скважин.

22.

ОБЪЕМ ПЛАСТА, ОХВАЧЕННЫЙ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ
ИССЛЕДОВАНИЯМИ
Объем исследований:
V=2πR2 Нср N2
L3=150 м – радиус исс-ний;
Hср=10 м – средняя мощность;
N2=10 - кол-во скважин;
12·106 м3
Достоверность - прямые измерения
фильтрационных свойств пласта, осредненных
по призабойной зоне.

23.

СЕЙСМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
Временной
сейсмический
разрез
Увязка
скважинных
данных и
сейсморазведки
Сейсморазведка сама по себе
несет очень большой объем
полезной информации и
используем мы, как правило,
лишь небольшую ее часть.
Обработка направлена на то,
чтобы временной разрез
выглядел подобно
геологическому.
При этом нельзя забывать, что
он остается по-прежнему
только волновым полем со
своими особенностями.

24.

Индикаторная кривая (IPR)
Индикаторная кривая (IPR)
Соотношение забойного
давления с дебитом
(индикаторная кривая / IPR),
основанное на законе Дарси,
является прямой линией (для
нефтяной скважины).
Pwf (забойное давление)
P5r
1
Наклон = коэфф. продуктивности (PI)
4
3
2
1
Pатм0
0
1
2
3
4
5
q (дебит)
6
7
8
9
qmax
10
IPR определена на отрезке между средним пластовым давлением (Pr) и
атмосферным давлением (Pатм). Производительность, соответствующая
атмосферному давлению на забое – это максимально возможный
теоретический дебит скважины (qmax). Дебит при забойном давлении,
равном среднему пластовому давлению, равен нулю.

25.

Пример : Построение индикаторной
кривой (IPR).
1)Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max).
2)Построить индикаторную кривую (IPR).
3)Определить коэффициент продуктивности (PI).
данные по скважине
K*h
Kh 100
пластовое давление (атм) Pr
250
радиус дренирования (м) re
500
радиус скваж ины (м)
rw
0.1
вязкость нефти (сПз)
1
объёмный к-т (м3/м3)
Bo 1.228
Скин
S
0

26.

Замер и построение
индикаторной диаграммы
Pr = 250
Индикаторная кривая (IPR)
Pwf
200
150
100
50
0
0
PI oil
qo
P r Pwf
50
qo
Kh
re
18.41 0 B0 ln 0.75 S
rw
100
qo142
max
100
0.57
500
18.41*1*1.228 * ln
0.75 0
0
.
1

27. Диаграмма Вогеля

Вогель смоделировал производительность огромного количества
скважин с пластовым давлением ниже давления насыщения (Pb)
p wf Pwf/Pqr и qo/qmax.
и построил график зависимости
q
pr данные,
max используя следующие
Вогель представил на графике
безразмерные переменные:
и
1
0.8
0.6
pwf/pr
Кривая Вогеля
0.4
0.2
0
0
0.2
0.4
0.6
q/qmax
0.8
1

28.

Диаграма Вогеля для притока,
пластовое давление ниже давления насыщения,
P < Pb:
Pwf
qo
1 0.2
qo max
Pr
Pwf
0.8
P
r
Для сравнения, индикаторная кривая в виде прямой
задается следующим уравнением:
PI Pr Pwf
Pwf
qo
1
qo max
PI Pr 0
Pr
2

29. КВД/КПД: Что такое прямые и обратные задачи

29

30.

Если известны Вх и Вых, необходимо найти С.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ
обратная задача,
неединственное решение
Диагностика модели: например Вх = 1, 2, 3, Вых = 6,
Какой знак у С?
30
С = + или *

31.

Если известны Вх и С, необходимо найти Вых
КОНВОЛЮЦИЯ
Модельный прогноз:
Чему равно Вых?
31
прямая задача,
единственное решение
например Вх = 1, 2, 3, С = +
Вых = 6

32.

Если известны С и Вых, необходимо найти Вх
ДЕКОНВОЛЮЦИЯ обратная задача,
неединственное решение
32
Конверсия:
например Вых = 6, С = +
Чему равно Вх?
Вх = (1и5) или (4и2) или (3и3)

33.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
ШАГ 1: ПОДБОР МОДЕЛИ
Необходимо найти МОДЕЛЬ С’, поведение
которой близко к характеристикам пласта С
где Вых’ качественно схожа с Вых
Обратная задача, неединственное решение.
Для повышения достоверности интерпретации
необходимо:
-увеличивать длительность исследования, привлекать
результаты других предыдущих исследований,
- предварительно сделать расчеты на различных моделях,
- привлечь данные геофизики, геологии, петрофизики и т.п.
33

34. Идентификация МОДЕЛИ это и есть способ решение обратной задачи

10
-1
10
0
Кривая log-log P(t)
10
-2
Ее производная
10
-2
10
-1
10
0
10
1
10
2
Необходимо подобрать режим течения жидкости
обеспечивающий такой вид кривых.
34

35.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
ШАГ 2: ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ МОДЕЛИ
Необходимо определить значения параметров
МОДЕЛИ С’, при которых расчетный Вых’
близок/стремиться к Вых
Прямая задача, единственное решение.
Для ее решения можно использовать любой метод:
- метод касательных,
- типовые кривые или диагностические графики,
- методы нелинейной регрессии.
35

36.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
ШАГ 3: ПРОВЕРКА «УСТОЙЧИВОСТИ»
ПОЛУЧЕННЫХ ДАННЫХ О СИСТЕМЕ
1) Анализ данных в безразмерных переменных.
2) Сопоставление результатов с данными других
исследований.
3) Привлечение косвенных данных (геология.
геофизика, петрофизика и т.п.).
4) Привлечение здравого смысла (оценка
параметров по порядку величин).
36

37. Что такое модель и как мы ее выбираем?

37

38. Физическая МОДЕЛЬ определяет характеристики прискважинной зоны, неоднородности пласта в радиусе исследования и условия на

границе этой области.
Процессы в
прискважинной зоне
Влияние ствола
скважины
Строение пласта
Однородный
Граничные
условия
Задание потоков
флюида на границе
Неоднородный
Скин фактор
Наличие трещин
Степень
гидродинамической
связи скважины с
пластом
Горизонтальные,
наклонные скважины
Отклик на ранних
временах
38
Двойная пористость
(трещиновато-пористые
коллектора)
Задание давления
Определение
перетоков флюида
Двойная проницаемость(слоисто/
радиально неоднородные)
Композитные (сложная геология,
неоднофазные потоки)
Отклик на средних временах
Отклик на поздних
временах

39. Пример выбора физической МОДЕЛИ из сопоставления с данными других исследований

39

40.

Проявление физических
характеристик МОДЕЛИ во время
(КВД)
исследования
Pi
Ранние
времена
(преобладание
скв. эффектов)
Средние времена
(преобладающее
влияние пласта)
Pws
Pwf
Время
40
Поздние
времена
(влияние
гр.условий)

41. Уравнение пьезопроводности

Уравнение неразрывности
Закон Дарси
1 r ur
0
t
r r
k dp
ur
dr
?
?
Уравнения состояния
co
1
, cr
p
p
Уравнение
пьезопроводности
где p – пластовое давление;
r – радиальное расстояние от точки наблюдения до
скважины;
t – время;
η = k / φµct – коэффициент пьезопроводности;
k – проницаемость;
φ – пористость;
µ – вязкость;
ct = φco+ cr общая сжимаемость системы
41

42. Наука и жизнь.

Когда справедлив
закон Дарси?
• Течение ламинарное,
• Нет реакций с
породой,
• Поток однофазный.
Когда справедливо
уравнение неразр-сти
в диф. виде?
• Течение радиальное,
• Нет трещин, каналов,
сопоставимых по
размерам диаметром
скв.
Когда справедливо такое
уравнение состояния?
• Флюид слабосжимаемый,
• Нет хим.реакций и фазовых переходов.

43. Вывод уравнения пьезопроводности

Подставим закон Дарси и уравнение состояния в уравнение неразрывности
1
co
, cr
p
p
k dp
u
dr
r
1 r ur
0
t
r r
Получим при условии слабой сжимаемости
p 1 p ct p
2
r
r r
k
t
2

44. Решение уравнения пьезопроводности

ct r 2
qB
pi p r , t 9.205
Ei
kh
0.00144
kt
Задача о пуске
скважины в работу
Интегрально-показательная
функция
Функция экспоненциального интеграла
4
Ei(x) или -Ei(-x)
e u
Ei x
du
u
x
3
2
1
0
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
x
1.0
1.2
1.4
1.6

45. Решения уравнения пьезопроводности и есть математические МОДЕЛИ течений

Функциональная связь
безразмерного давления и
безразмерного времени
и является математической
моделью, которая отражает
режим течения. Она
задается формулой или
видом участка
диагностической кривой.
Плоское течение:
В логарифмических координатах все решения имеют вид прямой. Прямая
имеет два параметра (наклон и точка пересечения с осью), соответственно
по ним можно определить только два параметра (k – S, k – Pr, kv/kh - L)
45

46. Запуск скважины в работу при постоянном дебите

Недостатки:
- Технически сложно
поддерживать постоянный
расход при пуске скважины
- Колебания расхода
приводят к «паразитным»
изменениям забойного
давления

47.

Замер кривой восстановления
забойного давления после остановки
работы скважины
Достоинства:
Расход после остановки не
меняется и равен нулю
Недостатки:
- Потери продукции
скважины из-за ее остановки
- Колебания расхода
приводят к «паразитным»
изменениям забойного
давления

48. Запуск нагнетания жидкости в скважину

Достоинства:
Расходы нагнетания хорошо
контролируются
Недостатки:
- Интерпретация данных
осложнена наличием
двухфазных потоков и
возможным
трещинообразованием

49. Остановка нагнетания и замер КПД

Достоинства:
- Широко применяемое
исследование с
«качественной» исходной
информацией

50. Два типа диаграмм

Метод касательной/ Miller-Dyes-Hutchinson

51. Два типа диаграмм

Диаграмма Horner

52. Диагностический график

Использование производной Bourdet

53. Важность перекрытие потока на устье и забое при замере КВД

54. Типы индикаторных диаграмм

55. Влияние границ

56. Двойная пористость

57. Исследование горизонтальных скважин: режимы течения

• ВСС перекрывает
первые радиальные
режимы течения
• Проектирование
ГДИС

58. Использование безразмерных переменных

58

59. Палетка для грубой оценки режимов течения

59

60.

Основные правила
интерпретации
•Методы интерпретации различаются координатами, в которых
обрабатываются графики.
•Использование методов зависит от соотношения времен Т и t.
•Все методы основаны на линейной аппроксимации поэтому
позволяют определить только два параметра (k, Pb или S).
•Необходимо помнить какой логарифм используется (натуральный
или десятичный.
60

61.

Радиус исследований
Скважина
rinv 0.037
kt
ct
103 104 t=105
Фронт
перераспределения
давления
•Определите радиус исследований rinv для двух случаев:
•Высокопроницаемый нефтяной коллектор
•k = 100 мД
φ = 0.25
ct = 1.47 х 10-4 атм-1
•µ = 0.8 спз
t = 1 мин
•Газовый коллектор с малой проницаемостью и низким пластовым
давлением
•k = 0.010 мД φ = 0.05
ct = 2.939 х 10-3 атм-1
•µ = 0.05 спз t = 168 часов
61

62. ДИЗАЙН ГДИС

-
Определите задачи исследования:
для определения скин фактора достаточно короткого исследования
(периода остановки скважины)
анализ неоднородного пласта требует длительного исследования.
Оцените ожидаемые порядки значений параметров скважины и свойств
пласта.
-
Определите технологические характеристики исследования:
максимальную длительность исследования
расходные характеристики скважины перед остановкой
объем продукции скважины в период установившейся работы
подберите оборудование, обеспечивающее максимальное количество
информации в процессе исследования.
-
Оцените технические ограничения по исследованию:
За какое время можно перекрыть поток
где располагаются/можно расположить датчики давления.
Оцените коэффициент влияния ствола скважины.
62

63. Подбор оборудования и планирование режимов работы

• Прогноз вероятно поведения давления:
• Saphir
• Excel
• …
• Выбор оборудования:
• Глубинный манометр
• …
• Минимизация возможных рисков:
• Стабильный режим работы соседних скважин
• Герметичность оборудования
• ….
63

64. Особенности Газодинамических исследований

65. Турбулентный поток газа

Вблизи скважины в области
высоких скоростей, при которых
число Рейнолдса выше
критического значения,
гидравлическое сопротивление
возрастает. Введем понятие
скин фактора за счет
турбулентности потока.
Аналогия со скин фактором за
счет загрязнения прискважинной
зоны.

66. Задача о стационарном турбулентном притоке совершенного газа в скважину

2P 2 a
P a
P a
,
dP
) :
совершенный газ (
Pa
Pa
Pa
P P A(Q ) B(Q)
2
Rc
2
rw
2
где А и В коэффициен ты фильтрационных
сопротивлений характеризующие скважину
Pa a
Pa Rc
, B
ln
A
2
kh rw
2 k ( h) rw

67. Нелинейное уравнение пьезопроводности для газа

Подставим закон Дарси в
уравнение сохранения массы:
Пусть пористость
постоянная и
введем
сжимаемость газа:
u
k
grad (P)
m
div ( u ) 0
t
k
m
div grad P ,
t
k
P
m ct
div grad P ,
t
1
ct
P

68. Псевдо давление или потенциал скорости

Для реального газа преобразуем нелинейное
уравнение пьезопроводности для газа к виду:
P
zRgT
P
P P
mct
div k
grad P
z t
z
Введем потенциал
скорости газа (вспомним
функцию введенную
Лейбензоном):
p
P
( P) 2 dP
z
pc

69. Псевдо давление или потенциал скорости

mct ( P)
div grad ( P) ( P)
k
t

70. Концепция турбулентного скин фактора

P P A(Q ) B (Q ) Из полученной ранее
2
c
2
w
2
формулы Форхгеймера
можно определить
структуру турбулентного
скин фактора.
P P
Q
A B (Q )
2
c
2
w
2 k h z ( P P )
Q
,
Rg T ln( Rc ) S
rw
2
c
S S m D (Q )
2
w
Общий скин фактор
разделяется на две
составляющие:
механическую и
турбулентную части.

71. Необходимы комплексные исследования: индикаторная диаграмма + КВД

Метод установившихся отборов.
По РД-153-39: скважина должна быть отработана на 45режимах
прямого
хода
и
одного
обратногооптимального.
71

72. Отличия от интерпретации КВД для нефтяных пластов

• Получены те же решения уравнения пьезопроводности, но
в преобразованных переменных: потенциал скорости газа
и псевдовремя.
• Следовательно при обработке данных и их
интерпретации анализируются те же графики, но в других
осях.
• Значение турбулентного скин фактора пропорционально
массовому расходу, но параметр D зависит от
проницаемости и времени, что не учитывается.

73. ВСЕ

74. Построение карты давлений

75. Исходные данные – Давления

• Источники
– КВД/КПД
– ИД
– Замеры на остановленных скважинах
– FMT/RFT
• Возможные нюансы
– Недостаточное количество данных
– Непредставительная выборка
• Действия
– Построение карт пластового давления и расчет
среднего давления по ним
– Использование аналитических методик оценки
пластового давления
.
75

76. Оценка среднего давления

• Приведение данных к единому уровню
• Отбраковка недостоверных значений и
коррекция интерпретации
• Построение карты пластового давления
• Оценка среднего пластового давления
Метод материального баланса – одномерный метод все
составляющие которого находятся в одинаковых условиях
- давление на одном гидростатическом уровне
- давление средне взвешенное по объему
76
Объект МБ
NBoi
P

77. Приведение значений давления к базовому уровню

• Давления приводятся к одному уровню с помощью
уравнения гидростатики
Pбаза Pисх g hбаза hисх
• При пересчете давления нужно
следить за единицами измерения
(уравнение в единицах СИ)
• В расчетах используется пластовое
давление средне взвешенное по объему
Средний
уровень
P2
P3
P1
77

78. Использование замеров пластового давления и их отбраковка

• Причины появления некорректных
или непредставительных замеров :
- Невосстановленные замеры Рпл
- Использование некорректной модели
интерпретации Рпл
- Замеры по остаточному принципу
- Большой разброс пластовых давлений
4
150
Давление, атм.
3.5
140
130
3
2.5
Расчетное давление
Замеры Рпл
Общая добыча нефти
2
120
1.5
1
110
0.5
100
31.12.2005
0
18.01.2007
05.02.2008
23.02.2009
Дата
78
Pзамер
Pзаб
4.5
13.03.2010
01.04.2011
Накопленная добыча, млн. м 3
160
PR дрен
Скв 300, КПД 05.05.2009
Рi (Rдрен=900м) = 72 атм
Р* (предположение беск.
пласта) = 121 атм
Рпосл(Rисл=275 м) = 175 атм
Рмвн (ср.расст) = 182 атм
Рмвн (250 м) = 208 атм

79. Оценка среднего пластового давления

Корректная оценка пластового давления –
среднее давление по карте Pпл
- при существенном отличии порового объема занятого нефтью,
среднее значение необходимо взвешивать на него
Pпл _ среднее
среднее Карта( Рпл ) Карта(h'эф _ нн ) Карта( S o ) Карта( )
h'эф _ нн _ средняя S o _ средняя средняя
- При наличии большого перепада давлений или их
непредставительности, необходима дополнительная оценка
пластового давления скважинах
- Контроль исходных данных:
(восстановленность, корректность интерпретации, заведомо неверные
значения, например ниже забойного на добывающей скважине или ниже
гидростатики на фонтанирующей)
79

80. Методы оценки пластового давления

Анализ параметров работы скважин при смене насоса
или штуцера
Qж_пласт, м3/сут
Дебит, м3/сут
600
Рзаб, атм
500
ИД1
400
ИД2
300
200
100
0
Январь
2007
Июль
2007
Январь
2008
Июль
2008
160
140
120
100
80
60
40
20
0
ИД2
ИД2 - Вогель
ИД1
ИД1 - Вогель
120
80
40
0
0
100
200
Июль
2006
Использование гидродинамической модели
Х
300
400
Qж_пласт, м3/сут
Карта Рпл_модель
Рпл_замер/Рпл_модель
Январь
2009
160
Январь
2006
М=
80
Скважина 120
Рзаб, атм.
скважина 120
Рзаб, атм
=
Карта Рпл_со
значениями на всей
площади
Анализ изменения давлены на соседних скважинах
500

81. Пример карты с контрастными значениями давления

903
405
857
298
скважина
замер Рпл
скважина
динамика Рпл
931
473
скважина
расчет Рпл
• Среднее давление в зоне отбора 255 кг/см2, в зоне закачки 490 кг/см2
• Между зонами отбора и закачки наблюдается большой перепад давлений
• Существующие замеры преимущественно на добывающем и простаивающем фонде
•81 Среднее пластовое давление по замерам 287 атм, по карте 349 кг/см2

82. Аналитические методы оценки пластового давления

1.
Основа метода: модифицированная формула Дюпюи
На забое скважины:
Q
2.
( PК РЗАБ ) kh
r
18,4 ln К
rЗАБ
Давление для системы из 1 скв:
( PК Р( Х ,Y ) ) kh
r
18,4 ln К
r
( X ,Y )
r
Q 18,4 ln К
r
( X ,Y )
PК
kh
Давление для системы из n скв:
Р( Х ,Y ) PК
18,4 n
r
Qi ln К
r
kh i 1
( X ,Y )
Линейная форма суперпозиции
Р( Х ,Y )
18,4 n
18,4 n
PК
Qi ln rК
Qi ln( r( X ,Y )i )
kh i 1
kh i 1
С1 = const
4.
Q
Переход к суперпозиции нескольких скважин
Р( Х ,Y )
3.
В произвольной точке :
n
Р( Х ,Y ) C1 С2 Qi ln( r( X ,Y ) i )
i 1
С2 = const (Для заданной даты и группы скважин)
Нахождение линейных коэффициентов
С1 и С 2
Скважина 107, июнь 2009
450
400
y = 0.3217x - 13.73;
С1=0.3217
C2= -13.73
350
300
Расчет в точках забоя скважин:
Р( Х ,Y ) Pзаб
и
n
Q ln( r
i 1
i
( X ,Y ) i
)
250
200
150
100
50
0
0
500
1000
n
1500
Q ln(r
i 1
i
( j _ забой ) i
)
2000
2500
82

83. Сравнение карт пластового давления

Карта пластового
(замеры)
Карта пластового
(замеры+расчет + ИД)
Карта Рпл построенная с использованием дополнительных данных обладает
лучшей детализацией при сохранении общего распределения значений
83