«гди-эффект» для массовой обработки данных гдис

Система « ГДИ-эффект»для массовой обработки данных ГДИС(Варианты поставки: «С» и «С+К»)Боганик В. Н., Медведев А. И., Пестрикова Н. А. ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», ООО «ГИС-ГДИ-эффект» Содержание Стр. 1. ВВЕДЕНИЕ 12. О СТРУКТУРЕ ДАННОЙ РАБОТЫ 23. КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЖИМОВ ГДИС 24. МАРКИРОВКА ПРОГРАММ и МЕТОДИК (в том числе «С», «К» и «С+К») 45. ВОЗМОЖНОСТИ СИСТЕМЫ «ГДИ-эффект» в варианте «С» 46. ОБОБЩЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ФЛЮИДОВ в варианте «См» 187. ПРИМЕРЫ СТАНДАРТНОЙ ОБРАБОТКИ в варианте «С» 23 1.ВВЕДЕНИЕ ООО «ГИС-ГДИ-эффект» в системе «ГДИ-эффект» проводит массовую обработку результатов гидро- и газодинамических исследований методами ИК, КВД, КВУ и свабирования. Эти методы могут выполняться поодиночке или в непрерывной последовательности. В результате обработки получаются текущие и приведение к заданной депрессии основные добывные параметры (то есть гидропроводность, текущая и потенциальная продуктивности, дебит, проницаемость и скин-фактор, а также пластовое давление и депрессия). Для массового практического использования рекомендуется использовать перечисленные нами основные добывные параметры. Кроме того, имеется возможность определять пьезопроводность, радиус исследования, положение ВНК и другие параметры. Система позволяет обрабатывать данные манометрии скважины (то есть определять плотность флюида вдоль ствола скважины), а также обрабатывать данные анализа керна на фазовую проницаемость. Система «ГДИ-эффект» постоянно совершенствуется на основании собственных обобщений результатов обработки данных ГДИС с учётом замечаний и предложений организаций-пользователей. В настоящее время система работает в 40 организациях (81 рабочих мест). В том числе 6 организаций (10 рабочих мест) в варианте «С+К». Система «ГДИ-эффект» рассчитана на применение ее гидродинамиками, разработчиками, геологами, геофизиками, инженерами (в сервисных компаниях, территориальных НИПИ, ЦНИПРах, отделах разработки недропользователя, геологических отделах цехов добычи нефти и газа). Пользователь может выбрать один из двух вариантов системы «ГДИ-эффект»: – вариант «С» предназначен для стандартной обработки, – вариант «С+К» предназначен для стандартной (как в варианте «С») и комплексной (в варианте «К») обработки. Вариант «С+К» обеспечивает возможность приведения (что ранее никогда не делалось !) сразу всех результатов исследования (ИК, КВД, КВУ и свабирования) к заданной депрессии. Имеется возможность определить так называемую оптимальную депрессию, то есть депрессию, при которой (вне зависимости от комбинации исходных ИК, КВД и КВУ) имеется максимальный дебит. В систему вводится депрессия эксплуатации, то есть некоторая для группы скважин средняя депрессия, при которой проектируется эксплуатация отдельного участка залежи. Наличие приведенных добывных параметров позволяет сравнивать их на разных этапах существования скважины (открытый ствол, освоение пласта, ввод скважины в эксплуатацию, до и после капитального ремонта или разовых мероприятий). Вариант «С+К» позволяет определять контролируемые предшествующими и последующими исследованиями два скин-фактора: абсолютный и относительный. Абсолютный скин-фактор и проницаемость, соответствующая потенциальной продуктивности, нужны для гидродинамического моделирования. Относительный скин-фактор нужен для обоснованного принятия решения о сроке капитального ремонта. Использование варианта «С+К» позволит заменить существующие на практике противоречивые данные о продуктивности, дебите и скин-факторе на согласованные параметры, отражающие существующее состояние скважины с учетом истории ее исследования. Отметим, что варианты «С» и «С+К» могут быть использованы как при оперативной обработке результатов ГДИС (в скважинах, выходящих из бурения, или в эксплуатационных скважинах), так и при перерасчете архивного материала. Отметим, что в поставку системы входит обучение специалистов в Москве в течение 4 дней на материале заказчика. Во время обучения специалист не только овладевает техникой работы с системой, но, что особенно важно, получает содержательный результат обработки данных своего месторождения, который уточняет основные добывные параметры объекта на этапе разведки и разработки.^ 2.О СТРУКТУРЕ ДАННОЙ РАБОТЫ На практике часто термин КВД применяют для названия двух разных режимов исследования: режима при закрытой скважине и режима при открытой скважине. Имеются и другие неоднозначности в названии режимов. В связи с этим в данной работе приведена классификация методов ГДИС (раздел 3). Программно-методическая система «ГДИ-эффект» поставляется в двух вариантах (раздел 4): – вариант «С» для стандартной и усовершенствованной обработки отдельных видов исследований; – вариант «С+К» для стандартной (как в варианте «С») и комплексной (в варианте «К») обработки с привлечением нескольких исследований и в том числе архивных данных. Отметим, что варианты «С» и «С+К» могут быть использованы как при оперативной обработке результатов ГДИС (в скважинах, выходящих из бурения, или в эксплуатационных скважинах), так и при переинтерпретации архивного материала. Программно-методическая система «ГДИ-эффект» в варианте стандартной обработки включает методики двух типов: – «С» – программы с методикой (например, раздел 5, кроме раздела 5.3), – «См» – только методика (например, разделы 5.3 и 6). Для более полного представления о системе стандартной обработки данных ГДИС приведены примеры (раздел 7). Комплексная обработка (разделы 8 и 9) в варианте «К» с помощью программ и соответствующих методик использует результаты стандартной обработки данных ИК, КВД и КВУ. В варианте «К» выполняется совместная обработка данных ГДИС (включая архивные данные). В результате этого обеспечивается получение более достоверных результатов по сравнению с тем, что обычно выдается в результате традиционной стандартной обработки. Комплексная обработка, для реализации которой кроме программ системы «ГДИ-эффект» должны быть привлечены другие программные средства (система «ГИС-эффект» и Excel) рассмотрена в качестве варианта «Км» (разделы 10 – 13). В конце данной работы (раздел 14) приводятся расценки на поставку системы «ГДИ-эффект» и на оказание услуг по ее сопровождению в двух вариантах: – выполнение стандартной обработки «С», – выполнение стандартной и комплексной обработки «С+К». Завершает данную работу сведения об основных разработчиках (раздел 15). Все основные методики иллюстрируется конкретными примерами, материалы для которых получены преимущественно по месторождениям Западной Сибири.^ 3.КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЖИМОВ ГДИС Перед обработкой данных ГДИС целесообразно разобраться, с какими исследованиями мы имеем дело. В этом помогают таб. 3.1 и 3.2. Таб. 3.1. Режимы исследования Обсадка скважины Группа режимов Режим исследования Необсаженная ИПТ КПдав КВДм.об КВДм.обг Обсаженная ИПТ КПдав КВДм.об КВДм.обг Испытание на приток КПур КПдав ИКp-q ИКp/q Фонтан ИКp-q ИКp/q ИКp2-q2г КВДб.об КВДб.обг Нагнетание КПД Интервальные замеры Давл-Гл Свабирование КПдав Примечание к таблице 3.1. Индекс г в верхнем регистре фиксирует модели для чисто газовых объектов. Остальные объекты являются нефтяными с возможным наличием газового фактора.Таб. 3.2. Пояснения к режимам исследований Режим исследования Краткая характеристика режима исследования КПдав Кривая притока по жидкости (нефти и/или воде), замеренная по давлению (манометром). КВДм.об Кривая восстановления давления по жидкости (нефти и/или воде) в малом объеме вовлеченного флюида (обычно это при исследовании испытателем на трубах ИПТ или, что одно и то же КИИ). КВДм.обг Кривая восстановления давления по газу в малом объеме вовлеченного флюида (обычно это ИПТ или, что одно и то же, КИИ). КПур Кривая притока по жидкости (нефти и/или воде), замеренная по уровню (эхолотом или поплавком). ИКp-q Индикаторная кривая (или, что одно и то же, индикаторная линия ИЛ) по жидкости (нефти и/или воде) в виде прямой или слабо изогнутой кривой в координатах (дебит)- (давление). ИКp/q Индикаторная кривая по жидкости (нефти и/или воде) в виде прямой или слабо изогнутой кривой в координатах (давление/дебит)- (давление). ИКp2-q2г Индикаторная кривая по газу в виде прямой или слабо изогнутой кривой в координатах (дебит)2- (давление)2. КВДб.об Кривая восстановления давления по жидкости (нефти и/или воде) в большом объеме вовлеченного флюида (при закрытии фонтанирующей скважины). КВДб.обг Кривая восстановления давления по газу в большом объеме вовлеченного флюида (при закрытии фонтанирующей скважины). КПД Кривая падения давления по воде для нагнетательных скважин. Давл-Гл Кривая изменения давления в зависимости от глубины ствола скважины. ^ 4.МАРКИРОВКА ПРОГРАММ и МЕТОДИК (в том числе «С», «К» и «С+К») Разработчиками предусмотрена поставка двух вариантов системы «ГДИ-эффект»: – вариант «С» – для стандартной обработки с выдачей заключения «С», – вариант «С+К» – для стандартной и комплексной обработки с выдачей заключения «С+К». Примечание. Оба варианта поставки предусматривают наличие стандартной обработки. Разработчики не поставляют вариант без стандартной обработки. Дело в том, что наша стандартная обработка в системе «ГДИ-эффект» содержит средства для получения более достоверных результатов по сравнению с традиционной обработкой. Под стандартной обработкой в варианте «С» понимается обработка Исполнителем (Сервисной компанией) отдельных видов исследований с выдачей заключения «С», которое содержит параметры ГДИ. Эти параметры рассчитываются традиционным способом без взаимной увязки их в интервале одного заезда на скважину и тем более без учета истории разработки исследуемого объекта. Заказчику представляются по разным видам исследований противоречивые параметры ГДИ. К таким заключениям Заказчик привык, считает это неизбежной издержкой гидродинамических исследований. Заказчик думает, что он не вправе требовать от Исполнителя (обычно это Сервисная компания) приведения результатов обработки к виду удобному для анализа, то есть к сопоставимым параметрам. Подчас, Заказчик (поскольку у него нет времени и программно-методических средств для детального анализа) выбирает из всех параметров ГДИ и разных видов исследования только максимальный дебит. Далее Заказчик оперирует этим текущим максимальным дебитом и полученными ранее дебитами по данной скважине. Как показывает комплексная обработка, такой анализ может привести к неверным выводам, поскольку дебиты разных времен не приведены к единым условиям. Под стандартной и комплексной обработкой в варианте «С+К» понимается стандартная обработка в варианте «С», которая дополняется комплексной обработкой и в результате заказчику выдается заключение «С+К». Заключение «С+К» содержит: данные стандартной обработки, результаты приведения этих данных к однотипным параметрам (к дебиту, продуктивности, депрессии, скин-фактору), результаты приведения к сопоставимым условиям (то есть к фиксированным депрессиям).^ 5.ВОЗМОЖНОСТИ СИСТЕМЫ «ГДИ-эффект» в варианте «С» Система «ГДИ-эффект» в варианте «С» предназначена для обработки и анализа различных режимов испытания и исследования нефтяных и газовых скважин в открытом стволе и в обсадке. Ниже приведена общая схема ввода и анализа кривых давления и температуры, а также варианты обработки кривых давления. Рис. 5.1. Перечень исходных данных и видов стандартной обработки В рамках системы «ГДИ-эффект» имеется возможность импорта исходных данных из различных форматов (рис. 5.1). В системе можно выполнить стандартные виды анализа исходных данных и их обработки. Система принимает данные в форматах LST (ИМС, КСА-А2/А5), DT (АЦМ-2), АЦМ-3, MTT (МТГ-25), PT и BIN (AMT-06,07), LAS, ASC, TXT и другие ASCII-форматы. При вводе данных имеется возможность вырезать интервал для обработки, сгладить его и изменить шаг оцифровки кривых (разредить отсчёты). Данные могут быть также скопированы через буфер обмена из любых программ (Excel, Access, Statistica) под Windows или введены вручную с бумажных носителей. Исходные данные могут быть в любых единицах измерения (технической, международной СИ, английской и т. п.), результаты обработки выдаются в одном из двух вариантах: в технических единицах или в СИ. По результатам обработки отдельных объектов создаются текстовые заключения или Word-документы, включающие текст, таблицы и графики. Исходные данные и результаты обработки сохраняются в файловой базе данных и в любой момент могут быть востребованы для анализа или переобработки в любой из подсистем «ГДИ-эффект». По результатам обработки всех объектов или скважин, размещенных в подкаталогах выбранного каталога, автоматически формируется сводная таблица с заданными пользователем колонками. Колонка может включать те или иные исходные данные и результаты обработки. Система используется специалистами геофизических служб, НИПИ, ЦНИПР, геологических отделов и отделов разработки нефтегазовых компаний. Эта система нашла применение в 40 организациях (81 рабочих места). В том числе 6 организаций (10 рабочих мест) в варианте «С+К». «Арктикморнефтегазразведка» Государственное унитарное предп-ие (г. Мурманск) -1, «Арктикнефть» ЗАО (г. Мурманск) -1, «Архангельскгеолдобыча» ОАО (г. Архангельск) -1, «ВолгоУралНИПИгаз» ООО (г. Оренбург) -2, «Геолбент» ООО (г. Губкинский) -3, «ГИС-ГДИ-эффект» ООО (г. Москва) –3 (С+К), Ижевский НТЦ филиала ОАО «СИДАНКО» (г. Ижевск) -1, «Иркутская нефтяная компания» ООО (г. Иркутск) -1 (С+К), «Коминефтегеофизика» ОАО (УКПГЭ, г. Ухта; УУГР г. Усинск) -3, «КонсалтингОйлГео» ТОО (г. Актобе, Казахстан) -2, «Красноярнефтегеофизика» ЗАО (г. Красный Яр) -2, «Красноярское управление геофизических работ» ОАО (Когалым, п. Повх) -2, «ЛУКОЙЛ – Пермь» ЗАО (г. Пермь – “Пермьтекс”) -2, «Нефтегазовая производственная экспедиция» ООО (г. Краснодар) –1 (С+К), «НИПИ Каспиймунайгаз» АО (г. Атырау, Казахстан) -2, «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» ОАО (г. Нижневартовск) -4, «НК Красноленинскнефтегаз» ООО (г. Нягонь) -1, «Норильскгазпром» ОАО (г. Норильск) -1, Октябрьский филиал Уфимского гос. технического университета (г. Октябрьск) -1, «Оренбурггеофизика» ООО (г. Оренбург) -1, «Оренбургнефтегеофизика» ООО (г. Оренбург) –2 (С+К), «Пермьнефтегеофизика» ОАО (г. Краснокамск) -1, «ПермНИПИнефть» ООО (г. Пермь) -2, «Пермский инженерно-технический центр Геофизика» ЗАО (г. Пермь) -1, «Поморнефтегеофизика» ООО (г. Тверь) -1, «Сазанкурак» ЗАО СП (г. Атырау, Казахстан) -5, «Саратовнефтегеофизика» ОАО (г. Саратов) -1, «СеверНИПИгаз» филиал ООО «ВНИИгаз» (г. Ухта) -2, «Северная нефть» ОАО (г. Орел) -2, «Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» ОАО (г. Ноябрьск) -2, «Славнефть-Мегионнефтегазгеология» ОАО (г. Мегион) -2, «Ставропольнефтегеофизика» АООТ (г. Будёновск) -1, «Сургутнефтегеофизика» Трест (г. Сургут, Лянтор, Нижний Сортым) -5, «СургутНИПИнефть» (г. Сугут) -1, 2 (С+К), Тиманская геофизическая экспедиция ОАО «Татнефтегеофизика» -2, «Тюменьпромгеофизика» ЗАО (г. Мегион) -2, «Удмуртгеология» ОАО (г. Ижевск) -4, «Ухтанефть» ОАО (г. Ухта) -1, «Урайнефтегаз» ТПП, ЗАО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» (г. Урай) -5, «ЦГЭ» ОАО (г. Москва) –2 (С+К),^ 5.1.Обработка данных ИПТ («С») Обработка данных ИПТ (или, что одно и то же КИИ) включает следующие операции. Импорт, просмотр, редактирование и разметка исходных кривых с выделением участков притока и восстановления давления. Определение продолжительностей этих участков, гидростатического и пластового давления, максимальной репрессии и депрессии на пласт. Расчёт текущего дебита по кривой притока (КП) с учётом негерметичности (для водяных, нефтяных, водонефтяных скважин с газовым фактором до 50 нм3/м3). При работе в открытом стволе с целью предотвращения аварий в скважине длительность КП ограничивается 20-30 минутами. В случае проведения КП в обсаженной скважине с фильтром (или перфорацией) это ограничение снимается. Определение среднего дебита притока по объёму флюидов, поднятому в трубах. Объём притока рассчитывается по высоте трубы как общий приток, так и отдельно по фазам (нефть, вода, ФБР). Определение среднего дебита по КП. Оценка по кривой притока максимально возможных значений продуктивности, гидропроводности, проницаемости. Определение среднего дебита в конце притока по КВД (для низкодебитных скважин). Определение по КВД методом Хорнера пластового давления, фактической и потенциальной продуктивности, гидропроводности удалённой и призабойной зоны пласта, проницаемости, коэффициента снижения продуктивности КС (или – что одно и тоже – показатель закупорки), скин-фактор, потери депрессии на преодоление скин-фактора, радиуса дренирования, радиуса исследования с учётом рассчитанной кривой текущего дебита. Если имеется качественная регистрация КП и КВД, причем во время притока дебит существенно менялся, то для уточнения ранее полученных результатов по методике традиционного Хорнера можно воспользоваться созданной нами методикой модифицированного Хорнера. При этом учитывается переменный дебит притока и «послепритока». Радиус исследования – это радиус примыкающей к скважине зоны, для которой определены фильтрационные характеристики, полученные в результате обработки данных ГДИС. Анализ КВД по двум участкам (для неоднородного по латерали пласта) с определением радиуса неоднородности, её гидропроводности, скин-фактора, потери депрессии на преодоление фильтрационного сопротивления этой неоднородности. Сопоставление фильтрационных свойств неоднородности с удалённой зоной пласта. Оценка неоднородности гидропроводности в зоне исследования пласта выполняется с помощью графика изменения гидропроводности от радиуса влияния. Построение КВД и производной от времени в билогарифмических координатах с целью оценки качества исходных данных и выбора оптимального интервала обработки. Пересчёт показаний манометров из делений в атмосферы по тарировкам образцовых манометров. ^ 5.2.Обработка данных притока флюида в скважину («С») Возможны два варианта регистрации кривой притока (КП): – КПур – регистрация изменения расстояния от устья скважины до уровня (то есть до кровли столба флюида); часто на практике этот режим измерения называется регистрацией кривой восстановления уровней КВУ; – КПдав – регистрация изменения давления манометром; часто на практике этот режим измерения ошибочно называется регистрацией кривой восстановления давления КВД. Примечание. Под КВД мы понимаем одну из двух ситуаций: – исследование после изоляции интервала пласта одним или двумя пакерами и после закрытия трубного клапана при ИПТ; – исследование после того, как фонтанирующая скважина закрыта на устье. Обработка включает следующие операции. Импорт, просмотр, редактирование и разметка исходных кривых на участки снижения и восстановления уровня (давления). В случае одновременной регистрации давления и уровней возможна оценка плотности пластового флюида по динамике изменения этих данных. Расчёт дебита по замерам уровня (КПур) для любого выбранного интервала. Расчёт дебита по замерам давления (КПдав) для любого выбранного интервала. Определение обводненности продукции по динамике изменения положения ВНР и уровня жидкости в скважине. Расчёт забойного давления по замерам уровня с учётом разгазирования по давлению насыщения, плотностям флюида в пластовых и поверхностных условиях. Выбор оптимальных для обработки интервалов (с отбраковкой точек) и определение пластового давления, продуктивности по оригинальной методике, основанной на уравнении Маскета. Определение продуктивности по методу Чекалюка. Определение продуктивности по методике Муравьева – Крылова. Определение продуктивности, гидропроводности и проницаемости с учётом несовершенства вскрытия пласта (коэффициентов С1 и С2 по Щурову). Использование рассчитанного дебита (по кривой притока) для построения расчётной индикаторной кривой. Определение продуктивности по одному или двум участкам. Линию первого участка пользователь может провести через нуль. Продуктивность определяется по каждому участку. В результат заносится среднее значение из двух продуктивностей. Построение индикаторной кривой ИК по уровням и расчет продуктивности в двух вариантах: 1 – ИК проходит через ноль (начало координат); 2 – кривая не проходит через 0 (метод В. К. Федорцева). Обработка кривой давления в координатах P – lg(t) с определением гидропроводности и скин-эффекта без учёта притока методом касательной. Обработка кривой давления в преобразованных координатах с определением гидропроводности и скин-эффекта с учётом притока. При введении поправки за приток можно использовать следующие четыре методики: 1 – дифференциальный, 2 – интегральный, 3 – операционный, 4 – экспоненциального затухания дебита. Эти четыре методики введения поправки являются обобщениями различных существующих методов обработки кривой давления с учётом притока.^ 5.3.Выбор модели распределения плотности в скважине («См») Регулярные гидродинамические исследования в эксплуатационных скважинах позволяют проследить изменения во времени значений продуктивности и скин-фактора. В фонтанирующих скважинах эту информацию получают по данным установившихся отборов и КВД. Однако в большинстве эксплуатационных скважин добыча осуществляется механизированным способом. В такой ситуации конструкция скважины не позволяет опустить прибор (манометр) на забой, и единственными параметрами, регистрируемыми при гидродинамических исследованиях, являются дебит и положения (то есть расстояния по вертикали от устья) до динамического и статического уровня жидкости в скважине. Известно, что распределение плотности жидкости по стволу скважины весьма нестабильно, и погрешности при расчёте депрессии, а, следовательно, и коэффициента продуктивности, по разнице динамического и статического уровня могут достигать 50%, если использовать в расчётах среднюю плотность пластового флюида. Рассмотрим метод повышения точности расчёта забойного давления, а как следствие – депрессии и фактического коэффициента продуктивности, в скважине в условиях, когда выполняются только замеры уровней без спуска манометра на забой. Прежде чем приступить к расчёту забойного давления в скважинах, рассмотрим распределения плотности жидкости по стволу тех скважин, где проводились интервальные замеры по всему стволу скважины до забоя. Назовем эти скважины тестовыми скважинами в отличие от тех, названных нами рядовыми скважинами, в которых интервальные замеры отсутствуют. Метод интервальных замеров заключается в спуске или подъёме манометра с остановкой на фиксированных глубинах. В системе «ГДИ-эффект» обработка интервальных замеров состоит из следующих этапов: Просмотр, редактирование и разметка исходных кривых. Если отсутствует непрерывная регистрация глубин при движении манометра, то указываются только отметки глубин на остановках прибора. По этим отметкам рассчитывается непрерывная колонка глубин во всём интервале спуска или подъёма манометра. Построение кривой изменения давления с глубиной. Расчёт и построение кривой изменения плотности флюида с глубиной. Определение глубины положения уровня (газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела), разгазирования (давления насыщения). На рис. 5.2 приведены результаты обработки интервальных замеров в нескольких скважинам, в которых были определены изменения по стволу плотности жидкости. Поскольку в использованных скважинах манометр опускался до забоя, то замер забойного или пластового давления выполнен прямым методом, и нет необходимости рассчитывать его по положению уровня. Эти тестовые скважины мы используем для настройки модели распределения плотности жидкости в скважине, чтобы затем применить эту модель для расчёта давления в рядовых скважинах, где нет возможности спустить манометр до забоя. Из примера на рис. 5.2 можно заключить, что обычно верхние 200-400 метров (при давлении меньше давления насыщения Pнас) динамического столба жидкости представляет собой газонефтяную смесь (пену) со средней плотностью г/см3. Ниже по динамическому столбу (при давлении больше давления насыщения Pнас) средняя плотность нефти г/см3 соответствует плотности нефти в пластовых условиях (с растворённым газом). В обводнённых скважинах наблюдается водонефтяной раздел (ВНР), ниже которого средняя плотность соответствует пластовой воде г/см3. Существенной зависимости плотности от температуры по этим данным не наблюдается. На рис. 5.3 приведена обобщённая модель динамического столба (масштаб по глубине условный). В этой модели закон распределения плотности при давлении меньше давления насыщения полагается линейным, и распределение плотности для каждой фазы флюида представлено средним значением. Зависимостью плотности от температуры можно пренебречь. Поскольку плотность газа мала по сравнению с жидкими фазами, полагаем . Рис. 5.2. Распределение плотности и фаз флюида по стволу скважин Рис. 5.3. Модель динамического столба флюидов в скважине В статическом столбе (рис. 5.2) средняя плотность нефти составляет г/см3, что соответствует плотности нефти в поверхностных условиях (после дегазации). Соответствующая обобщённая модель статического столба приведена на рис. 5.4. Замер статического уровня выполнялся с открытым устьем, то есть . Рис. 5.4. Модель статического столба флюидов в скважине^ 5.4.Расчёт забойного и пластового давления в рядовых скважинах («См») Пренебрегая весом столба газа, будем считать давление на глубине динамического уровня Hдин равным буферному давлению Pбуф. Полагая содержание воды в стволе скважины равным содержанию воды в добываемой продукции, примем среднюю плотность нефтяной и водной части столба . Модель динамического столба флюидов (рис. 2) опишем системой уравнений:. Здесь Pбуф, Pзаб – буферное и забойное давления, МПа;Pнас – давление насыщения, например: 3,8 МПа;Hпл – глубина кровли пласта по вертикали, м;Hнас – глубина разгазирования по вертикали (где давление равно Pнас), м;Hдин – глубина динамического уровня по вертикали, м;^ W – объёмная обводнённость продукции, %;г+н – средняя плотность газожидкостной смеси, например: 0,5 г/см3;н.дин – средняя плотность пластовой нефти в динамическом столбе, например: 0,75 г/см3;в– средняя плотность пластовой воды, например: 1,02 г/см3; 1 МПа = 102 метрам водного столба. Опуская несложные математические выкладки, направленные на исключение неизвестной Hнас, получаем формулу для приблизительного расчёта забойного давления по динамическому уровню: . (1) Эта формула (1) справедлива, если соблюдается условие . Когда , из модели (рис. 5.3) исключается фаза «нефть с газом (пена)» и расчётная формула приобретает следующий вид:. (2) А если случится, что рассчитанное забойное давление окажется , то весь столб жидкости (рис. 5.3) будет представлен фазой «нефть с газом (пена)». Тогда забойное давление следует пересчитать по формуле: (3) Аналогичным образом, для модели статического столба (рис. 5.4) получаем формулу для расчёта пластового давления по статическому уровню: (4) где Pпл – пластовое давление, МПа;Hст – глубина статического уровня по вертикали, м;н.ст – средняя плотность дегазированной нефти в статическом столбе, например: 0,85 г/см3; Ещё раз напомним, что хотя рассмотренные модели учитывают распределение фаз по стволу скважины, тем не менее, полученные расчётные формулы следует считать весьма приблизительными и применять только в тех случаях, когда невозможно спустить прибор на забой скважины и выполнить прямое измерение давления. Таким образом, плотность жидкости в стволе скважины может быть определена двумя способами: Фактическими замерами плотностомером или обработкой интервальных замеров (манометрии), пример на рис. 5.2. По результатам статистической обработки данных по тестовым скважинам (рис. 5.3 и 5.4). Результаты статистической обработки рекомендуется использовать для приблизительного расчёта забойного и пластового давления по динамическому и статическому уровню (формулы 1-4) в рядовых скважинах механизированного фонда, где проводятся только замеры уровней без спуска манометра до забоя. При расчёте по динамическому столбу (формулы 1-3) следует использовать плотность нефти в пластовых условиях (с растворённым газом), а при расчёте по статическому столбу (формула 4) – в поверхностных условиях (дегазированная нефть).^ 5.5.Определение обводнённости по динамике положения уровня и ВНР («С») В процессе притока флюидов из пласта в скважину положение динамического уровня Hдин и водонефтяного раздела (ВНР) непрерывно изменяются во времени (рис. 5.5). Эти данные позволяют определить содержание воды в добываемой продукции. Рис. 5.5. Изменение положения динамического уровня (Hдин) и водонефтяного раздела (ВНР) в стволе скважины при притоке флюида из пласта Учитывая, что суммарный накопленный объём жидкости (нефти и воды) в стволе скважины определяется динамическим уровнем как , то суммарный дебит притока Qн+в[м3/сут] можно рассчитать:, (5) где F – площадь горизонтального сечения ствола скважины [м2], – скорость изменения динамического уровня [м/мин], 1440 – коэффициент пересчёта [мин/сут]. Учитывая, что накопленный объём воды в стволе скважины определяется водонефтяным разделом как , получаем дебит воды Qв[м3/сут]:, (6) Тогда из (5) и (6) получаем текущую объёмную обводнённость добываемой продукции W [%]: (7) Таким образом, обводнённость W можно определить по наклону линии на графике в координатах ВНР(HВНР) – уровень(Hдин), рис. 5.6. Рис. 5.6. Определение обводнённости и дебитов воды и нефти по динамике уровня и ВНРСледует заметить, что этот метод определения обводнённости предполагает чёткое определение ВНР в динамическом столбе флюидов. Иными словами, приток жидкости из пласта должен быть достаточно медленным, чтобы жидкость успевала разделяться в стволе скважины на нефть и воду. Поэтому в случаях интенсивного притока в обработку следует вовлекать только последние точки, когда уровень приближается к статическому и скорость потока минимальна.^ 5.6.Определение продуктивности методом Маскета («С») Псевдостационарная модель Маскета (модель жёсткого пласта) применяется для определения текущей продуктивности по кривым восстановления уровня или давления в случаях притока флюида из пласта в ствол скважины с открытым устьем без перелива на поверхность. Приведем вывод уравнения Маскета. Забойное давление Pзаб [МПа] определяется в упрощённым виде по динамическому уровню Hдин:, (8) где – средняя плотность в стволе скважины [г/см3]. Дебит притока Q[м3/сут] определяется скоростью подъёма динамического уровня (5): (9) Дебит связан с забойным давлением уравнением индикаторной кривой:, (10) где – коэффициент продуктивности . Приравнивая (9) и (10), получаем дифференциальное уравнение: (11) Выразив из (8) динамический уровень , находим его приращение и подставляем в (11). Получаем итоговое дифференциальное уравнение, записанное относительно забойного давления: (12) Обозначив и разделив переменные, получаем . После интегрирования получаем: (13) Обозначая депрессию и потенцируя выражение (13) получаем уравнение Маскета для кривой депрессии:, (14) где – начальная депрессия (при t=0). Так как дебит линейно связан с депрессией уравнением индикаторной кривой , то аналогичной формулой описывается и кривая дебита: (15) Таким образом, по наклону M линии логарифма депрессии или логарифма дебита против времени t, можно определить коэффициент продуктивности: (16)^ 5.7.Обработка КВУ по уравнению Маскета На график логарифма депрессии ln(ΔP) [МПа] против времени t [мин] выносятся две кривые: Кривая логарифма депрессии , рассчитанной по формуле . Если нет манометрии, то забойные и пластовое давления рассчитываются по нескольким динамическим и одному статическому уровням (формулы 1-4). По наклону линии регрессии рассчитывается коэффициент продуктивности (формула 16). Кривая логарифма дебита , рассчитанного по скорости подъёма уровня (формула 9) или по производной давления (с учётом формулы 8): . Чтобы кривая дебита была сопоставима с кривой депрессии [МПа], дебит нормируется на коэффициент продуктивности . Для расчёта кривой дебита не требуется знать пластовое давление (формула 9), то есть используется только сама исходная КВУ. Однако дифференцирование реальной кривой может быть сопряжено со значительными погрешностями. Поэтому кривую дебита следует рассматривать совместно с кривой депрессии. Для расчёта кривой депрессии необходимо задаться текущим пластовым давлением Pпл в окрестности данной скважины. Если заданное Pпл соответствует наблюдаемой КВУ, то кривая депрессии линеаризуется в координатах ln(ΔP) против времени t и совпадёт с кривой дебита (рис. 5.7). Это свидетельствует о соответствии наблюдаемых данных модели Маскета.В качестве исходного приближения для пластового давления берётся последняя точка на КВУ. Если КВУ не восстановилась до статического уровня, то такая оценка пластового давления будет занижена. При этом кривая депрессии на конечном участке графика Маскета будет выпуклой, и её наклон будет больше наклона кривой дебита (рис. 5.7). Это свидетельствует о расхождении заданного пластового давления с наблюдаемой КВУ. Расчётная продуктивность окажется завышенной. Рис. 5.7. Обработка КВУ по Маскету (Pпл=Pкон)Пластовое давление также может быть взято по квартальной карте изобар или по графику связи Pпл–Глубина. Такое пластовое давление также может не соответствовать наблюдаемой КВУ. Например, при завышенном пластовом давлении кривая депрессии на конечном участке графика Маскета станет вогнутой, и её наклон станет меньше наклона кривой дебита, расчётная продуктивность окажется заниженной. Это расхождение может объясняться тем, что текущее пластовое давление фактически работающего пласта отличается от заданного априорного давления (например, пластовое давление заметно изменилось к дате регистрации КВУ или фактически работающим оказался другой пласт). Рис. 5.8. Определение пластового давления по расчётной ИК Определить текущее пластовое давление, фактически наблюдаемое по КВУ, можно двумя способами: Экстраполяцией расчётной индикаторной линии до вертикальной оси . Здесь на рис. 5.8 кривая дебита рассматривается в связи с забойным давлением. Этот способ более наглядный, но менее точный, так как расчётный дебит получен по производной кривой давления или уровня (формула 9), а операция дифференцирования фактической кривой очень чувствительная к шумам. Подбором пластового давления