ГДИС. Лекции Интерпретация ГДИС. Р. Г. Шагиев интерпретация результатов гидродинамических
 Скачать 5.09 Mb.
|
|
ГЛАВА 3 Последовательность анализа и интерпретации данных ГДИС на неустановившихся режимах В результате проведения исследований по КПД-КВД на основе заранее составленных программ-планов получают фактические данные ГДИС: параметры замеров зависимости забойного давления во времени (Pc=Pc(t)) в табличной, графической или иной форме представления, насчитывающие сотни, тысячи и десятки тысяч точек, считанных с показаний глубинных манометров. Затем этот массив информации обрабатывается с помощью ЭВМ с соответствующим математическим обеспечением - трансформируется (например, представляется в форме различных графиков в различных координатах) и с помощью определенных процедур диагностируется, иден- тифицируется, и в конечном счете находятся параметры пласта и реальной МПФС. 3.1 Методы анализа и интерпретации данных гидродинамических исследований Как уже ранее отмечалось, теоретической основой ГДИС является решение обратных задач подземной гидромеханики в приложении к анализу и интерпретации данных ГДИС, схематически представленных на рис. 1.2 и 1.6. Процедура анализа и интерпретации замеренных данных КПД-КВД для простейших МПФС (ЛФП, БЛФП, РФП и др.) изображена на рис. 3.1. Эта процедура заключается в сопоставлении фактических данных Pc=Pc(t) с данными инженера-интерпретатора в банке МПФС. Чем больше МПФС (не только простейших, но и более сложных) в банке-каталоге МПФС, тем точнее и детальнее могут быть проведены анализ и интерпретация данных, тем больше снижается уровень неопределенности, связанный с неоднозначностью решения обратных задач подземной гидромеханики. В банке-каталоге все имеющиеся теоретические МПФС характеризуются своими основными расчетными формулами (ОРФ) и специфическими диагностическими признаками (ДП). Для более сложных МПФС ДП могут представляться в виде универсальных безразмерных палеток кривых в билогарифмических координатах, например, схематически представленных на рис. 1.29. Процедура сопоставления фактических КПД-КВД с теоретическими моделями осуществляется с целью найти такую МПФС в каталоге, которая наиболее полно совмещается с трансформированной фактической кривой в координатах, где четко и отчетливо проявляется ДП теоретической модели. Если такой ДП не проявляется, то сопоставлению подлежит следующая теоретическая МПФС из базы данных и т.д. Удобнее и проще проводить совмещение- сопоставление в билогарифмических диагностических координатах, - по существу, как в методе наложения (matching) Под анализом и интерпретацией данных ГДИС - кривой Pc=Pc(t) - в простейшем случае этой процедуры понимается ее расчленение на составляющие элементы, т.е. сложный фильтрационный поток, описываемый этой фактической кривой, приближенно расчленяется на более простые составляющие (ВСС, ЛФП, БЛФП, РФП, СФП и др.), пользуясь их характерными диагностическими признаками. Это положение реализуется в построении диагностического билогарифмического графика, на который наносятся изменения давления и логарифмической производной давления. Рис. 3.1. Схема процедуры анализа и интерпретации данных ГДИС и КПД-КВД Затем с помощью транспортира-идентификатора (см. рис. 1.28) или другим способом фактический график кривой производной давления в билогарифмических координатах расчленяют последовательно на составляющие, выделяя такие участки этих графиков во времени, на которых проявляются характерные уклоны (ДП) соответствующих фильтрационных потоков времени начала и конца их появления (1нач и 1кон). После этого для найденных простейших фильтрационных потоков строятся характеристические характеристических графиках выделяются прямолинейные участки, начиная с момента времени начала и конца их проявления, определенные по кривой производной давления на диагностическом билогарифмическом графике. По уклонам прямолинейных участков и отрезков, отсекаемых на осях ординат, определяют параметры пласта, скин-фактор и др. элементы МПФС. Построения графиков КВД-КПД в различных трансформированных координатах, процедура со- поставления фактических и теоретических универсальных кривых, отыскание прямолинейных участков и их уклонов и т.д. для множества (тысяч) точек фактических данных, полученных с помощью современных глубинных электронных манометров, невозможно обрабатывать вручную без использования ЭВМ. Для этих целей ЭВМ должны быть обеспечены соответствующим математическим обеспечением. Проверка анализа и интерпретации данных ГДИС, т.е. правильности найденных значений параметров пласта и МПФС, в простейшем случае осуществляется подстановкой найденных параметров пласта в ОРФ МПФС. Если синтезированные расчетные значения удовлетворительно воспроизведут фактическую кривую (т.е. расчетные синтезированные точки хорошо «лягут» на фактическую кривую), считается, что обработка и интерпретация проведены правильно и полученные результаты параметров пласта и МПФС достоверны. 3.2 Пример обработки и интерпретации данных по КПД-КВД В качестве примера приведем фрагмент обработки и интерпретации данных ГДИС глубинно- насосной вертикальной скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом. Скважина исследовалась с целью оценки параметров пласта и добывных возможностей скважины. цией «эмпирического правила 1,5 цикла», которое предполагает, что плоскорадиальный фильтрационный поток начинается спустя 1,5 логарифмических цикла после окончания периода влияния ствола скважины и последующие точки графика относятся к прямой в полулогарифмических координатах. На графике по методу Хорнера (см. рис. 3.4) начиная с указанного момента времени 0,266, достаточно четко выделяется прямолинейный участок с уклоном Полученное значение скин-фактора оценивает состояние призабойной зоны пласта как несколько ухудшенное по сравнению с удаленной зоной пласта, а сам пласт оценивается как достаточно низкопроницаемый. На диагностическом графике начиная с 30 ч наблюдается резкое падение кривой производной давления в течение примерно 10 ч, а затем - резкий рост производной давления после 40 ч. Если не считать, что это проявление «шумов», вызванных погрешностями измерений и вычислений производных давления, то можно предположительно объяснить это влиянием непроницаемой (слабопроницаемой) границы-барьера и последующим влиянием другого пласта (или зоны повышенного давления). Этот пример демонстрирует необходимость использования более точных глубинных манометров для более уверенной обработки и интерпретации данных ГДИС. ГЛАВА 4 Особенности исследований газовых скважин Особенности гидродинамических исследований газовых скважин по сравнению с нефтяными обусловлены прежде всего различиями в физических свойствах газа и нефти и неодинаковыми условиями эксплуатации. Так: - плотность газа (зависит от давления, температуры и состава газа) на 2-3 порядка меньше плотности нефти; - вязкость газа на 2-3 порядка ниже вязкости нефти; - дебиты газовых скважин (в среднем сотни тысяч - до миллиона и более кубических метров в сутки) на 2-3 порядка выше объемных дебитов нефтяных скважин; - скорости фильтрации газа в пласте и стволе скважины выше соответствующих скоростей нефти; - устьевые давления в газовых скважинах достаточно высокие (они меньше отличаются от забойных) и гораздо выше устьевых давлений в нефтяных скважинах (которые гораздо меньше забойных давлений на величину, обусловленную столбом нефти в стволе скважины); - резкое изменение термобарических условий в процессе ГДИС газовых скважин, возможность гидратообразования и разрушения пласта в призабойной зоне, часто наличие в составе газа кислых - коррозийно-активных компонентов, опасные и вредные свойства газа (взрыво- и пожароопасность, вредное воздействие на организм человека и окружающую среду) предъявляют повышенные требования к ГДИС, технике, глубинным приборам и оборудованию, технологии проведения ГДИС (например, условия Астраханского, Оренбургского и некоторых других месторождений). ГДИС газовых скважин проводятся в более строгих, более жестких и сложных, лимитированных условиях. Так, например, для спуска глубинного дистанционного манометра в газовую скважину с высоким устьевым давлением может потребоваться особой конструкции лубрикатор (длинной от нескольких до 10-20 м и более) с особым сложным сальниковым устройством. Для спуска приборов и проведения продолжительных по времени ГДИС может потребоваться прокат дорогостоящих вышек, специальных кранов с длинной стрелой и т.д. В этом свете интересны сведения о 5-летнем опыте (1987-1992 гг.) проведения ГДИС с использованием современных глубинных дистанционных электронных манометров в трудных условиях сверхглубоких скважин (с глубиной около 6000 м) на месторождении Villafortuna-Trecate на Севере Италии. Так, два продуктивных пласта, сложенные доломитами толщиной от 15 до 30 м, пористостью 3-5%, проницаемостью (85-600)-10 -3 мкм 2 находятся при пластовой температуре около 595 К и статическом забойном давлении порядка 100 МПа. В составе пластовых флюидов содержатся агрессивные компоненты – CO2 (с парциальным давлением от 0,2 до 0,3 МПа) и H2S (с парциальным давлением от 0,0002 до 0,03 МПа). При эксплуатации скважин наблюдаются асфальтеновые отложения, поэтому необходимо проводить стимулирующие обработки матриц породы-коллектора. Скважины оборудованы трубами и арматурой в антикоррозионном ис- полнении. ГДИС здесь проводятся с целью: оценки эффективности обработок ствола скважины от асфальтеновых отложений, ГТМ по обработке пласта-коллектора, а также получения сведений о строении пласта, его параметрах и т.д. Проведение ГДИС с помощью глубинных манометров в столь сложных условиях пологает достаточно большие затраты, поэтому и предъявляются повышенные требования к надежности и продолжительности (до нескольких дней) работы глубинных манометров и получаемых данных ГДИС. Вопрос надежности решался одновременным применением и спуском нескольких манометров (чаще спаренных). Поэтому представилось возможным сравнить и оценить надежность и работоспособность различных манометров в столь сложных и жестких условиях по результатам более чем 60 операций по исследованию скважин. При ГДИС использовались мано- метры четырех сервисных фирм, в том числе трех фирм-изготовителей. Использовались современные электронные глубинные манометры на базе струнных, емкостных и пьезокварцевых датчиков давления с регистрацией как на поверхности, так и в электронной памяти прибора, порознь и вместе. В частности, решался вопрос, что экономически выгоднее, - спускать в скважину один манометр или одновременно два? Приводится пример стоимости работ ГДИС: до 10000 долларов США в день на манометр (оборудование, лебедка, оплата персонала) и около 30000 долларов США в день - затраты на буровую установку сверхглубокого бурения, аварийное оборудование, инструменты и др. Анализ отказов манометров различных типов и технико-экономический анализ 60 операций ГДИС позволил констатировать: - около 40% работ сопровождалось отказами манометров; - на рынке оборудования нет надежных глубинных манометров для длительных ГДИС при высоких пластовых температурах (выше 595 К), высоких давлениях (более 100 МПа) и в агрессивной среде; - неосведомленность в требованиях к качеству получаемой информации при ГДИС характеризует разрыв между публикуемыми инструкциями и документацией манометров, и возможностями их использования; - вопросы ГДИС при высоких давлениях и температуре должны базироваться на умелом использовании их надежности и технико-экономической оптимизации процесса ГДИС на основе эффективной стоимости. Наибольшее распространение на отечественных газовых промыслах получили ГДИС газовых скважин на стационарных режимах, связанные с построением и обработкой ин- дикаторных диаграмм по данным устьевых замеров давлений. Это достаточно полно отражено в опубликованных работах. Меньше распространены ГДИС газовых скважин на неустановившихся режимах, что в первую очередь объясняется отсутствием на промыслах современных высокоточных дистанционных манометров и комплексов, другого соответствующего оборудования. Наблюдается отставание практического применения этих методов от достижений в области теоретических основ ГДИС газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации, к числу которых относятся: - кривые восстановления-стабилизации (падения) давления после остановок и пусков скважин; - кривые гидропрослушивания в реагирующих скважинах при исследовании газовых скважин на интерференцию; - данные изменений давлений и дебитов при эксплуатации скважин. Особенностью КВД в некоторых газовых скважинах является очень быстрое восстановление давления (до 10-15 мин). Наблюдаются скважины с очень быстрым темпом восстановления давления в начальные 20-30 мин с последующим медленным восстановлением в течение суток и более. Иногда КВД-КПД в газовых скважинах снимаются по данным устьевых замеров с последующим пересчетом на забойные условия и их обработкой традиционными методами (без учета притока для РФЦ метод Хорнера и др.), что снижает возможности этих методов. Часто при ГДИС газовых скважин наблюдается КВД сложного немонотонного характера, нарушение линейного закона Дарси. Для анализа и интерпретации КВД-КПД в газовых скважинах представляется полезным оценить возможность применения методов обработки и интерпретации данных с помощью логарифмических производных давления (Р'), диагностических билогарифмических графиков изменения давления (АР и ДР'), а также соответствующих характеристических графиков и процедуры оценки проявления простейших фильтрационных потоков (ВСС, РФП, ЛФП и др.) и параметров пласта, разобранных выше в главах 1.8, 1.9 и 3.1. Основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима фильтрации (1) (см. «Номенклатуру основных символов.. ») не может быть прямо применено для изучения процесса неустановившейся фильтрации реального газа в пористой среде, т.к. плотность и вязкость реального газа существенно зависят от давления. Это обстоятельство не удовлетворяет тем условиям и допущениям, при которых выведено уравнение (1). Приближенное полуаналитическое решение проблемы изучения КПД-КВД газовых скважин заключается в следующем. Неустановившаяся изотермическая фильтрация реального газа по закону Дарси в неупругодеформируемом пласте (пренебрегая сжимаемостью пласта по сравнению с сжимаемостью газа, т.е. полагая k=const и m=const ) Аналитические методы решения прямых и обратных задач подземной гидромеханики для нелинейного уравнения (4.1) неустановившейся фильтрации газа вызывают значительные трудности. Поэтому при изучении неустановившейся фильтрации газа применяются приближен- ные методы линеаризации нелинейных уравнений, приближенные методы решения (метод последовательной смены стационарных состояний, интегральных соотношений, усреднения и др.), а также численные методы. В теории ГДИС газовых скважин широко используется приближенный метод линеаризации уравнений неустановившейся фильтрации газа. Различным способам линеаризации и их анализу в приложении ГДИС газовых скважин посвящены работы отечественных и зарубежных исследователей - Л.С. Лейбензона, Б.Б. Лапука, И.А. Чарного, Г.И. Баренблат-та, Е.М. Минского, А.Л. Хейна, Ю.П. Коротаева, Э.Б. Чекалюка, В.Н. Николаевского, К.С. Баснева, Г.П. Цибульского, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, С.М. Тверковкина, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, Д.Д. Соколова и других, а также Agarwal, A1-Hussainy, Ramey, Crawford, Muskat, Aziz и других. При этих условиях справедливо линейное уравнение (4.3) и для обработки данных ГДИС газовых скважин. При условиях I фазы могут быть использованы ОРФ, полученные для соответствующих задач упругой жидкости, т.е. возможно получить приближенные аналитические выражения изменения давления во времени, в частности, ОРФ для случаев КПД-КВД в реальных газовых скважинах. В общем случае неустановившейся фильтрации реального газа к скважине по закону Дарси в деформируемом бесконечном пласте рекомендуется пользоваться соответствующими решениями для упругой жидкости, заменив в них давление на функцию Р. При изучении задач неустановившейся фильтрации реального газа в ограниченных пластах рекомендуется линеаризация при условии (4.4а), принимая ж=ж(Р cр ). В решениях для соответствующих задач упругой жидкости давление Р заменяется на функцию Р (1.11), а реальное время t заменяется на новое условное время т. Переход от реального времени t к условному т осуществляется с использованием уравнения материального баланса. В зарубежной практике ГДИС газовых скважин при обработке данных также применяется линеаризация с использованием функции псевдодавления М(Р) (1.12'), которая учитывает зависимость подинтегральной функции (mC 1 ) от давления. Стандартный метод использования реального времени предполагает, что в течение исследования газовой скважины (цС() = const, т.к. нет никакой иной информации и нет выбора другого варианта. В качестве характерного давления берется начальное давление, зарегистрированное при исследовании скважины, - Ре. При использовании псевдовремени Т(Р), учитывающего изменение подинтегральной функции (цС,) от давления, интеграл вычисляется по правилу трапеции для каждой точки изменения давления во время исследования. Общая сжимаемость системы Q учитывает сжимаемость породы пласта, сжимаемость газа и воды, насыщающих пласт Таким образом, прямые и обратные задачи подземной гидромеханики в приложении к ГДИС на неустановившихся режимах (по КПД-КВД реальных газовых скважин) приближенно сводятся к решению соответствующих задач -основным расчетным формулам, описывающим поведение КПД-КВД, полученным в рамках линейной теории упругого режима при фильтрации слабосжимаемой жидкости для различных МПФС. Практически в простейшем случае, чтобы получить ОРФ неустановившихся процессов изотермической фильтрации реального газа различных МПФС (ЛФП, БЛФП, РФП, СФП и др.), необходимо в соответствующей ОРФ для фильтрации упругой жидкости величину давления для жидкости Р заменить на величину Р 2 (для газа). Это нашло свое отражение в рекомендациях руководств и инструкций по ГДИС газовых скважин. Например, приближенно для простейших одномерных фильтрационных потоков ОРФ реального газа получаются на основе соответст- вующих ОРФ для упругой жидкости. Таким образом, характеристические графики кривых изменения давления для различных простейших типов фильтрационных потоков для жидкости и реального газа идентичны (с учетом поправок на давление Р и Р 2 и свойства газа используют приведенный к атмосферным условиям объемный дебит газа q aт ). Поэтому для обработки и интерпретации данных исследований газовых скважин по КПД- КВД применимы методы анализа, связанные с построением характеристических и диагностических билогарифмических графиков, с использованием логарифмических производных давления (ДР )' и всей процедуры анализа, изложенных в главах 1.8, 1.9 и 3.1. Следует отметить, что при наличии качественных КПД-КВД газовых скважин, снятых высокоточными глубинными манометрами (видимо, при исследовании малопроницаемых газовых коллекторов), анализ предлагаемой процедуры обработки и интерпретации данных может су- щественно дополнить информацию о МПФС (и параметрах пласта) не только вертикальных, но и горизонтальных газовых скважин. |