Определение форм и границ зон дренирования скважин по результатам ГДИС

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Курсовая работа

Определение форм и границ зон дренирования скважин по результатам ГДИС



Содержание

• Условные обозначения
• Введение
• 1. Цель и задачи курсовой
• 2. Исследование скважин методом восстановления давления
• 2.1 Интерпретация КВД для бесконечного пласта
• 2.2 Интерпретация КВД для ограниченных и истощаемых пластов
• 3.Исследование скважин методом падения давления

3.1 Интерпретация КПД для бесконечных пластов

• 4. Границы пласта

4.1 Единичный непроницаемый разлом

4.2 Замкнутый пласт

5.Изучение свойств коллектора с использованием данных ГДИС

6. Практическое использование полученных результатов

Заключение

Список использованной литературы

гидродинамическое исследование пласт дренирование скважина



Условные обозначения

Обозначение	Описание	Единицы измерения
	давление	атм
	Забойное давление, измеряемое в остановленной (не работающей) скважине	атм
	Забойное давление, измеряемое в работающей скважине	атм
	начальное пластовое давление	атм
	забойное давление, замеренное в момент остановки скважины	атм
	забойное давление	атм
	отрезок, отсекаемый прямолинейным(экстраполированным) участком на полулогарифмическом графике при t=1	атм
	экстраполированное давление на графике в полулогарифмических координатах	атм
	наклон прямолинейного участка на графике зависимости забойного давления от натурального логарифма времени lnt	атм/лог.цикл
	наклон прямолинейного участка на графике зависимости забойного давления от десятичного логарифма времени logt	атм/лог.цикл
	фактор формы Dietz	безразмерн.
	безразмерное время работы скважины, индекс А означает, что в формуле вместоподставляется площадь зоны дренирования	безразмерн.
	скин-фактор	безразмерн.
	безразмерное давление	безразмерн.
	безразмерное время	безразмерн.
	безразмерное расстояние	безразмерн.
	расстояние от скважины до произвольной точки в пласте	м
	радиус скважины	м
h	продуктивная толщина пласта	м
d	расстояние до границы	м
A	площадь зоны дренирования	м2
g	ускорение свободного падения	м2/сек
Q	накопленная добыча в скважине	м3
q	дебит скважины в пластовых условия	м3
	пористость
k	проницаемость	мД
	вязкость	спз
	время работы скважины перед её закрытием для снятия КВД	час
	время, отсчитываемое при снятии КВД от момента остановки скважины	час
В	Объемный коэффициент флюида	м3/м3



Введение

Подземная гидрогазодинамика - наука о движении флюидов в пористых и трещиноватых пластах - является важной составляющей комплекса дисциплин, знание которых используется при разработке месторождений углеводородов и в других отраслях науки, техники и народного хозяйства.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) -- совокупность различных мероприятий, направленных на исследование в процессе целенаправленного изменения характера поведения скважины (пуска, остановки, изменения расхода и пр.). Базовым моментом таких технологии является регистрация процесса изменения гидродинамических параметров во времени на фиксированной глубине.

ГДИС используется для определения:

-параметров энергетического состояния залежи (пластовое, забойное давления, депрессия и пр.);

-фильтрационных параметров пласта (гидропроводность, подвижность, пьезопроводность, проницаемость), зональности их распространения по площади;

-гидродинамических параметров пласта, характеризующих радиальную неоднородность и совершенство вскрытия пласта;

-геологического строения, размеров резервуара (области дренирования), наличия границ и макронеоднородностей пласта.

В данной курсовой работе представлено наглядное решение задачи по определению форм и границ зон дренирования скважин по результатам ГДИС. Гидродинамические исследования - позволяют количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный, чем лабораторный.

1. Цели и задачи курсовой работы

Основной целью работы является определение форм и границ зон дренирования скважин по результатам ГДИС. Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи:

1. Изучить методы кривой восстановления и падения давления для бесконечного и истощающегося пласта.

2. Привести и решить математические уравнения для бесконечного и истощающегося пласта.

3. Изучить свойства коллектора с использованием данных гидродинамических исследований.

4. По полученным результатам определить форму и границу зоны дренирования скважине.

В результате выполнения работы, ожидается увидеть наглядное представления о форме и границе зоны дренирования скважин. Также, применяя математические уравнения, оценить проницаемость, объем порового пространства, площадь пласта и скин-фактор.



2. Исследование скважин методом восстановления давления

Исследования скважин методом восстановления давления, пожалуй, как самые известные методы исследования скважин при нестационарных режимах. Впервые апробированный гидрогеологами этот вид исследований широко используется и в нефтегазовой промышленности. Для исследования методом восстановления давления необходимо закрыть работающую скважину.

Согласно наиболее распространенным и простейшим методикам интерпретации также требуется, чтобы перед закрытием скважина работала с постоянным дебитом либо с самого начала ее ввода в эксплуатацию, либо достаточно долго для установления стационарного распределения давления () в пласте. На рис. 1 схематически показана динамика изменения дебита и давления при идеализированном исследовании скважины методом восстановления давления. На этом рисунке и далее в этой работе означает время работы скважины, а -- текущее время с момента закрытия.

Давление измеряют сразу после закрытия скважины и записывают как функцию от времени. Полученную кривую восстановления давления (КВД) интерпретируют с целью определения параметров пласта и состоянияпризабойной зоны скважины.

Рисунок1 Идеализированная динамика изменения дебита и давления при исследовании скважины методом восстановления давления



2.1 Интерпретация КВД для бесконечного пласта

На любом этапе исследования скважины методом восстановления давления забойное давление в закрытой скважине можно выразить с помощью принципа суперпозции, предполагая, что скважина работает с дебитом q до момента времени и дебитом 0 в последующем периоде. В любой момент времени после закрытия скважины выполняется равенство:

(2.1)

где-- соответствующая функция безразмерного давления, а определяется согласно уравнению:

. (2.2)

При режиме фильтрации в бесконечном пласте, а также после прекращения эффекта влияния объема ствола и при отсутствии протяженных искусственно образованных трещин функцию в уравнении (2.1) можно заменить логарифмической аппроксимацией интегральной показательной функции -- уравнением:

(2.3)

Уравнение (2.3) пригодно при условии > 100, которое для большинства пластов без трещин выполняется после нескольких минут. Используя уравнения (2.2) и (2.3),можно переписать уравнение (2.1) следующим образом:



(2.4)

На рис.2 уравнение (2.4) описывает прямую линию с точкой пересечения с осью оридинат и наклоном (?), где

(2.5)

Из уравнения (2.4) следует, что график изменения забойного давления в закрытой скважине в координатах отдолжен иметь прямолинейный участок с наклоном (?), который можно использовать для расчета проницаемости пласта по формуле:

(2.6)

Как Тис, так и Хорнер предложили рассчитывать проницаемость подобным образом. В нефтегазовой промышленности график от обычно называют графиком Хорнера (методом Хорнера)

На рис. 2 представлен схематический график Хорнера кривой восстановления давления с выделенным прямолинейным участком. Как следует из уравнения (2.4), этот прямолинейный участок можно экстраполировать до значения:

что соответствует бесконечному времени закрытия скважины, чтобы получить оценку начального пластового давления . Это оценка будет верна только в случае непродолжительной работы скважины перед закрытием. На рис. 2, направление оси абсцисс изменено в соответствии с общепринятой практикой, чтобы значения увеличивались справа налево. Построение графика с обратным направлением координатных осей, математически эквивалентное построению графика от , приводит к тому, что реальное время увеличивается слева направо (см. верхнюю шкалу графика на рис. 2) и КВД принимает свой привычный вид. Однако наклон прямой, обычно считаемый положительной величиной, на графике будет отрицательным. Так, на рис. 2 наклон равен ?2, 896 бар/лог.цикл, т. е. = 2, 896 бар/лог.цикл. В результате применения принципа суперпозиции скин-фактор s не фигурирует в основном уравнении процесса восстановления давления (2.1) и, как следствие, не появляется и в упрощенном уравнении (2.4) для построения графика Хорнера. Это означает, что скин-фактор не влияет на наклон графика Хорнера, но сказывается на форме КВД. На самом деле, отклонение от прямой линии при небольших временах может быть вызвано как скин-фактором, так и влиянием объема ствола скважины, как показано на рис. 2. Это отклонение может оказаться значительным при большом негативном скин-факторе, характерном для скважин после гидроразрыва. В любом случае, скин-фактор действительно влияет на текущее давление перед закрытием скважины, значит его можно рассчитать по КВД и текущему давлению на момент начала исследования:

Рисунок 2. График Хорнера для КВД, показывающий эффекты влияния ствола скважины и скин-фактора.



(2.7)

В уравнении (2.7) символ означает текущее забойное давление, измеренное в момент закрытия скважины, а m -- наклон графика Хорнера. Вследствие допущений, принятых при выводе уравнения (2.7) , точка должна принадлежать прямолинейному участку графика Хорнера. Однако на практике замеренные давления часто не ложатся на прямую линию в момент времени 1 час из-за влияния объема ствола скважины (вследствие послепритока в ствол) или большого отрицательного скин-фактора (как результат образования искусственных трещин в пласте). В этом случае прямолинейный участок необходимо экстраполировать до момента 1 час и определить давление в этой точке. На рис. 2 показан корректный способ определения . В зависимости от методики интерпретации результатов нестационарных исследований скважин наклон графика бывает положительным (+) или отрицательным (?).

Уравнение (2.7) позволяет достаточно точно определить скин-фактор при условии 1 час. Если станет одного порядка со значением 1 час (например, во время исследований с помощью испытателя пластов), то вместо уравнения (2.7) следует использовать следующее выражение:

(2.8)[1]

2.2 Интерпретация КВД в ограниченных и истощаемых пластах

Когда поведение исследуемой скважины не соответствует поведению одиночной скважины в бесконечном пласте, тогда уравнения, приведенные в главе 2.1, необходимо преобразовать. В этойглаве мы рассматриваем исследования одиночной скважины методом восстановления давления в замкнутом или истощаемом пласте. На начальном этапе изучения этого вопроса мы не будем учитывать влияние изменяющихся зон дренирования соседних скважин на распределение давления в истощаемом пласте.

Метод Хорнера. Интерпретация КВД по методу Хорнеру используется для расчета проницаемости и скин-фактора для ограниченных пластов точно таким же образом, как и для «бесконечных», поскольку влияние границ сказывается только на данных исследования, соответствующих большим временам. Для этого строят график, аналогичный описанному в главе 2.1 и показанному на рис. 2, а также используют уравнения (2.6), (2.7).В главе2.1 установлено, что экстраполяция прямолинейного участка графика Хорнера на бесконечное время закрытия скважины позволяет получить оценку параметра . Для ограниченных и истощаемых пластов экстраполированное давление не будет точной оценкой , и поэтому обычно называется «кажущимся давлением» на рис. 3 показана КВД для скважины в ограниченном пласте. Экстраполированное кажущееся давление расположено выше среднего давления в момент закрытия скважины, если при этом область дренирования скважины существенно не искажена.[2]

Рисунок 3. График Хорнера типичной кривой восстановления давления скважины, расположенной в ограниченном пласте.



По Мэттьюзу и Расселу. Используя понятие кажущегося давления, мы можем переписать уравнение (2.4) следующим образом:

(2.9)

Рэйми и Кобб показывают, что связано с зависимостью:

(2.10)

Если для использовать логарифмическую аппроксимацию интегральной показательной функции (уравнение (2.3)), то становится равным .Из уравнения (2.9) следует, что обычный график Хорнера от должен иметь прямолинейный участок с наклоном (), как схематически показано на рис. 2 и 3. Хотя обычно считается, что график Хорнера необходимо использовать только для новых скважин или при относительно небольшом, все же Рэйми и Кобб [10] и Кобб и Смит [19] показали, что график Хорнера всегда допустимо применять для интерпретации КВД. Однако построение графика Хорнера трудоемко, поэтому его обычно используют только при условии <.

Влияние истощаемого пласта. Когда исследуемая скважина достигла псевдостационарного состояния перед снятием КВД, или когда в ней происходит падение давления вследствие добычи из других скважин, то рассмотренные выше методы интерпретации могут давать неверные результаты. В таких случаях лучше использовать уравнение (2.1) в более общей форме.[2]



3.Исследование скважин методом падения давления

Зачастую первым значительным нестационарным процессом в добывающей скважине является начальный период работы, вызывающий падение давления на вскрытой поверхности коллектора. Поэтому кажется логичным выяснить, какую же информацию о скважине и пласте можно получить по кривым падения давления (КПД). Мэттьюз и Рассел показали, что полезную информацию о пласте можно получить по КПД при всех режимах фильтрации -- и в режиме бесконечного пласта, и в переходном, и в псевдостационарных режимах. В этой главе рассматривается интерпретация данных исследований скважин методом падения давления, соответствующих режиму фильтрации бесконечного пласта и псевдостационарному режиму.На рис. 4 схематически показано изменение дебита и давления во время исследования методом падения давления. В идеальном случае скважина закрыта до тех пор, пока пластовое давление не достигнет своего статического значения до проведения исследования. Такое условие соблюдается во вновь вскрываемых пластах, и гораздо реже выполняется в уже разрабатываемых пластах.

Рисунок 4. Идеализированная динамика изменения дебита и давления при исследовании скважины методом падения давления.[1]



3.1. Интерпретация КПД для бесконечных пластов

Интерпретация КПД для бесконечных пластов Давление в скважине, работающей с постоянным дебитом в бесконечном пласте, описывается уравнением:

(3.1)

если в начальный момент давление в пласте равнялось . Безразмерное давление в скважине () определяется по уравнению:

, (3.2)

Данное уравнение справедливо при условии D < 100 и после исчезновения эффекта влияния объема ствола скважины. Безразмерное время рассчитывается согласно уравнению:

(3.3)

Уравнения (3.1)-(3.2) можно скомбинировать и привести к известному выражению:

(3.4)

Уравнение (3.4) описывает прямолинейную зависимость между и . Группируя члены, соответствующие точке пересечения с осью ординат и наклону прямой линии, его можно привести к виду:



(3.5)

Теоретически график изменения забойного давления от логарифма текущего времени (часто называемый «полулогарифмическим графиком») должен иметь вид прямой линии с наклоном и точкой пересечения с осью ординат На рис 4 видно, что прямолинейный участок действительно появляется после исчезновения эффектов, связанных с загрязнением призабойной зоны и объемом ствола скважины (данные по завершению периода бесконечного пласта не показаны). Наклон прямолинейного участка, выделенного на рис. 4 и указанного в уравнении (3.5), можно определить из формулы (3.4):

(3.6)

Точка пересечения при , что соответствует t = 1 час, также находится из уравнения (3.4):

(3.7)

Рисунок5. Полулогарифмический график данных исследования методом падения давления для скважины с влиянием объема ствола скважины и скин-фактором.



Для интерпретации результатов исследования необходимо построить два графика. Билогарифмический график используется для определения момента, после которого можно пренебречь эффектом влияния объема ствола скважины. Когда фактические точки в билогарифмических координатах формируют участок с наклоном, равным единичному отношению логарифм-цикла ? и логарифм-цикла, то преобладает эффект объема ствола скважины, и эти данные не содержат какой-либо информации о пласте. Прямолинейный участок в полулогарифмических координатах должен начаться примерно через 1-1,5 логарифм-цикла после того, как билогарифмический график начнет отклоняться от участка единичного наклона и примет вид слегка изогнутой кривой с небольшим наклоном. Иначе начало прямолинейного участка полулогарифмического графика можно оценить из уравнения:

(3.8)

Вторым необходимым графиком является зависимость от в полулогарифмических координатах. Из этого графика определяется наклон m корректного прямолинейного участка, что дает возможность найти проницаемость пласта по выражению:

(3.9)

Очевидно, что параметры, или также можно определить. Скин-фактор находят из уравнения (3.7), преобразованного к виду:



(3.10)

Точка должна принадлежать прямолинейному участку. Если нет, то необходимо экстраполировать прямолинейный участок до момента 1 час и использовать в уравнении (3.10) уже экстраполированное значение . Этот прием необходим, чтобы избежать ошибочного расчета скин-фактора по точке давления, подверженной эффекту влияния объема ствола скважины. На рис. 4 иллюстрируется экстраполяция прямолинейного участка до значения . Если исследованиеметодом падения давления достаточно длительное, то фактические точки забойного давления на полулогарифмическом графике будут отклоняться от прямолинейного участка при переходе от режима фильтрации бесконечного пласта к псевдостационарному режиму. [2]



4. Границы пласта

В самом начале исследования зона сжимаемости, созданная изменением дебита скважины, распространяется от скважины в пласт. До тех пор, пока волна не достигла какой-нибудь границы, пласт ведет себя как бесконечный.

Когда зона сжимаемости достигает границы пласта, характер поведения забойного давления меняется.

Для различных границ пласта характерно свое поведение забойного давления. В данной работе будут рассмотрены следующие модели границ пласта:

-единичный непроницаемый разлом;

-замкнутый пласт.

Для каждого из этих случаев будут описаны соответствующие режимы течения, будут приведены формулы для определения параметров системы.[1]

4.1 Единичный непроницаемый разлом

Математической модели единичного непроницаемого разлома может соответствовать несколько реальных ситуаций. Среди них:

-непроводящий сброс или взброс (рис. 6 А)

-литологическое замещение (рис. 6 Б)

-несогласное залегание пород ( рис. 6 В)

Рисунок 6.



Падение давления в скважине, находящейся в пласте с линейной непроницаемой границей, на расстояние d от скважины (рис. 6 А) может быть получено аналитически, с помощью сложения:

-падения давления за счет работы исследуемой скважины, находящейся в неограниченном пласте;

-падения давления за счет фиктивной скважины, работающей с тем же дебитом на расстоянии 2d от исследуемой скважины и симметрично расположенной по отношению к границе (рис. 6 Б)

(4.1)

где

(4.2)

Такой метод называется методом суперпозиции или методом зеркального отображения скважины

Рисунок 7. Метод зеркального отображения скважин: А-скважина расположена на расстояние d от непроницаемой границы; Б-моделирование непроницаемой границы с использованием фиктивной скважины.



4.2 Замкнутый пласт

До тех пор, пока зона сжимаемости не достигла границ пласта, пласт ведет себя как бесконечный, мы наблюдаем неустановившийся режим течения.

Когда пласт замкнутый и зона сжимаемости достигла всех границ, причем границы непроницаемые, режим течения становится псевдостационарным.

Непроницаемые границы определяют зону дренирования скважины. Границы зоны дренирования скважины могут представлять собой (рис. 8):

-физические барьеры: непроницаемые разломы, литологическое замещение и т.д.;

-фиктивные барьеры, возникающие в результате добычи из соседних скважин. В соответствии с формулой Dietzположение границы между скважинами зависит от дебитов скважин и от эффективной мощности и пористости в каждой зоне дренирования:

, (4.3)

здесь поровый объем, дренируемый рассматриваемой скважиной;

дебит рассматриваемой скважины;

общая добыча из пласта;

общий поровый объем.

, (4.4)

где объем выражается в кубических метрах. Если известно, то можно оценить площадь дренирования.

(4.5)



Рисунок8. Границы зон дренирования скважин.[2]

Таблица 1. - Коэффициенты формы Dietz для различных форм областей дренирования

Форма области дренирования	lnCA	CA	Установившееся состояние при tDA = kt /mµcA>
	3,45	31,62	0,1
	3,43	30,88	0,1
	3,45	31,6	0,1
	3,32	27,6	0,2
	3,30	27,1	0,2
	3,08	21,8	0,3

С момента наступления псевдостационарного режима течения забойное давление меняется со временем.

В безразмерных переменных зависимость давления от времени принимает вид:

(4.6)

здесь;площадь зоны дренирования; фактор формы, который зависит от формы пласта и положения скважины в пласте.[3]

Предложены и другие методы интерпретации данных исследования при псевдостационарном режиме фильтрации, но этот метод кажется самым простым и наименее подверженным ошибкам. Если имеются замеры давления, соответствующие как режиму бесконечного пласта, так и псевдостационарному режиму фильтрации, то можно оценить конфигурацию области дренирования исследуемой скважины. Для этого используют полулогарифмический график, чтобы определить и, а декартовый график служит для нахождения m? и . Затем рассчитывается коэффициент конфигурации пласта:



(4.7)

По таблице 1 определяем форму области дренирования по значению коэффициента конфигурации, наиболее близкому к найденному по уравнению (4.7).

Так, например, для скважины, находящейся в центре кругового пласта, коэффициент и безразмерное давление принимает вид:

(4.8)

где радиус зоны дренирования. [1]

5. Изучение свойств коллектора с использованием данных ГДИС

Цель: Оценить проницаемость, скин-фактор, объем порового пространства площадь и зону дренирования скважин.

Исходные данные:

3,975	0,06	24,98*10-6	1,136	21,03	0,8	0,039

t, часы	p, атм	t, часы	p, атм
0	300,22	107	238,77
14,4	243,13	154	237,96
20,7	242,31	222	236,87
29,8	241,49	319	235,44
43	240,68	460	233,33
74,2	239,59

1.Построим график зависимости давления от десятичного логарифма временипо исходным данным:



2. На графике отложим прямую до пересечения с осью ординат и найдем значение P_t=1= 248,66 атм

3. Рассчитаем значенияпо формулам:

;

;

=

4.Построимграфик зависимости давления от времениt:

5.Найдем на графикеP; = 240,49 атм

6. Вычислим параметры пласта

;

7. Рассчитаем и определим из таблицы 1 форму пласта

Ответ: с учетом полученных данных, практически полученное приблизительно равно теоритической , следовательно пласт имеет круговую форму.



6. Практическое использование полученных результатов

Данные полученные в ходе гидродинамических исследований скважин, используют для оценки объёма разрабатываемой части резервуара, параметров пласта, площади, формы и границы зон дренирования скважин. Эти данные необходимы для экономически выгодного и технологически грамотного освоения пласта.



Заключение

В результате проделанной работы можно сделать следующие выводы:

1. Одним из наиболее простых и менее затратных является метод кривой падения давления, чем метод кривой восстановления давления, т.к. для учета метода КВД требуется остановка скважины, а это экономически не выгодно.

2.С помощью уравнений для бесконечного и истощающегося пласта возможно решение задач, наглядно видно характер изменения давления.

3. С использованием гидродинамических исследований изучены свойства коллектора, которые дают более точную информацию о пласте для его дальнейшей разработки.

4. По полученным данным определено, что формой зоны дренирования является круг с радиусом .



Список использованной литературы:

1) Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела. Гидродинамические исследования скважин. - Томск, 2006. -339 с.

2) Эрлагер, Р. Гидродинамические исследования скважин/Перевод с английского/ Щебетова А.В. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 469 с.

3) Кременецкий, М.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: учебное пособие/ Ипатов А.И.-М.:МАКС Пресс, 2008,-476 с.

Размещено на Allbest.ru