ГДИС. Лекции Интерпретация ГДИС. Р. Г. Шагиев интерпретация результатов гидродинамических
 Скачать 5.09 Mb.
|
|
Характеристика Показатель Тип скважины и способ эксплуатации Нефтяная глубинно-насосная Искусственный забой, м 1313 Интервал перфорации 1254,4-1258,2 Дебит, м^/сут 26,5 Процент воды, % безводная Давление пластовое, МПа 6,64 Марка насоса; диаметр, мм НГН-2; 43 Длина хода, м 2,5 Число качаний, мин 6 Диаметр колонны, дюйм 5 Диаметр НКТ, дюйм 2,5 Для проведения исследования скв. 7707 была оборудована специальным устройством (см. рис. 6.4). Исследование началось с максимально возможного (в техническом отношении) дебита при забойном давлении ниже давления насыщения. В ходе исследования были получены 4 КВД (на четырех режимах отбора) и 4 КПД (на четырех режимах закачки жидкости в пласт). Полулогарифмические анаморфозы этих КВД (отбора) представлены на рис. 6.7. Применяемая технология закрытия скважины на забое позволила сравнительно быстро перекрыть приток из пласта и получить качественные КВД по которым уже первые точки лежат на прямолинейных участках. Обработка КВД по наиболее распространенному методу в координатах [lgt;Pc(t)] позволила визуально выделить на каждом графике по два прямолинейных участка - начальный и конечный, которые условно разделяются точками B1-B4 (см. рис. 6.7). Таблица 6.2. Условия отбора и некоторые физик химические свойства пластовой нефти скв. 7950 и стабил зированной пластовой нефти скв. 7707 Показатель Единицы измерения Скважина 7950 Скважина 7707 Способ эксплуатации • Пьезомет Глубинно- насосный Дебит м /сут - 30 Забойное давление МПа - 8,2 Замерное пластовое давление МПа 10,85 10,6 Пластовая температура °С 20,4 24 Плотность пластовой нефти при давлении 10 МПа и температуре 24°С г/см 3 0,875 - Давление насыщения МПа 6,6 - Газовой фиктор при атмо сферном давлении и темпера туре 24°С м 3 /м 3 8,8 - Вязкость нефти при давлении 10 МПа и температуре 24°С Па-с 0,021 0,039 Плотность дегазированной нефти при атмосферном давлении и температуре 24°С г/см - 0,902 Содержание: асфальтенов вес% 6,6 6,6 смол » 15 16 парафина » 1,1 1,8 Результаты определения коэффициентов гидропро-водности, соответствующих начальным и конечным участкам КВД приведены в табл. 6.3. Таблица 6.3. Результаты обработки данных ГДИС Характеристика Режим I II III IV Дата 13.08-23.08 23.08-30.08 30.09-6.10 10.10-17.10 Дебит, м 3 /сут 26,4 20,8 14,6 9,9 Замерное пластовое давление, МПа 6,64 6,90 9,09 9,59 Забойное давление, МПа 2,55 3,23 6,10 7,87 Гидропроводность, мкм2м/Па-с: ближней зоны 106 85 48 32 удаленной зоны 174 138 96,3 56,6 Радиус границы зон, м 67,2 57,2 17,7 18,4 Из результатов обработки следует, что ближайшая к скважине зона характеризуется более низкими фильтрационными параметрами (коэффициентами гидропроводности), чем удаленная. С уменьшением дебита скважины, т.е. при снижении скоростей фильтрации и градиентов в пласте, наблюдается уменьшение гидропроводности (см. рис. 6.7). Кроме того, наблюдается смещение точек излома (Bi-B4) на графике (см. рис. 6.7), с уменьшением дебита скважины изменяются, уменьшаются и геометрические размеры зон. Об этом же свидетельствует уменьшение условных радиусов границы раздела зон (см. табл. 6.3), оце- ненных по формуле (6.5). Из результатов обработки серии КВД по изложенной методике можно сделать следующие выводы. 1. Наблюдается зависимость фильтрационных характеристик пласта от дебита скважины до остановки, что может быть объяснено аномально-вязкостными, структурно-механическими свойствами пластовой нефти. 2. Отмечается тенденция к снижению геометрических размеров зон при снижении дебита скважины, что также можно объяснить аномальными свойствами нефти. 3. Зависимости фильтрационных характеристик и геометрических размеров зон могут быть характеристикой фактора проявления аномальных свойств нефти в пластовых условиях. 4. Аномально-вязкостные свойства нефтей Арланского месторождения проявляются в процессе разработки залежей. В период исследования скв. 7707 были сняты также кривые падения давления после закачки жидкости в пласт. В эту скважину закачивалась дегазированная безводная нефть из скв. 7177. Вязкость дегазированной нефти из скв. 7707 и 7177 при температуре 24°С и атмосферном дав- лении равнялась соответственно 0,033 и 0,038 Па-с. Кривые падения давления, снятые после закачки жидкости в пласт, приведены на рис.6.8 и построены в ко- Рис. 6.8. Кривые падения давления по скв. 7707 Арланского месторождения Таким образом, исходя из обработки полученных кривых падения давления в скважине после закачки дегазированной нефти в пласт, можно предположить, что в удаленной зоне пласта находится нефть с большей вязкостью, чем закачиваемая дегазированная нефть. Вероятно, в уда- ленной зоне пласта нефть имеет несколько отличные свойства, при этом довольно устойчивую вязкостную характеристику (так как значения вязкости нефти для двух кривых практически совпадают). 6.4 Гистерезисные явления при исследовании пластов В течение всего периода исследования скважин Минаевского опытного участка Арланского месторождения в реагирующих скважинах 7950 и 7951 снимались кривые изменения давления, т.е. фон пластового давления. Измерение давления производилось глубинными манометрами типа ДЛМП-2М и манометрами с местной регистрацией МГГ-2у, а изменение давления во времени - дифманометром ДГМ-4М. Отметим, что чувствительность ДЛМП и МГТ не очень высокая, и по показаниям этих приборов сложно точно судить об изменении пластового давления во времени. Поэтому за основу были приняты показания ДГМ-4М с первоначальной привязкой по МГГ-2у. Сплошная кривая изменения давления была получена путем экстраполяции значений давления (полученных по одному бланку ДГМ-4М) до момента начала записи давления на другом бланке. Результаты обработки кривых падения давления в скв. 7707 после прекращения закачки жидкости в пласт приведены в табл. 6.5. В ряде случаев за счет неисправностей манометра ДГМ-4М № 209, который регистрировал изменение давления в скв. 7950, бланки были некачественные, т.е. по скв. 7950 сплошную кривую реагирования получить не удалось, а контроль показаний давления с помощью МГГ показал довольно противоречивые данные. Кривые реагирования скв. 7951 после изменения режима работы возмущающей скв. 7707 были обработаны по методу универсальной кривой. Полученные данные сведены в табл. 6.6. По данным табл. 6.6 построены графики зависимости параметров от параметров возмущающей скв. 7707 (рис.6.9 и 6.10). Интерпретировать однозначно полученные результаты достаточно сложно. Тем не менее можно сказать, что фильтрационные характеристики пласта, полученные в результате обработки Вышеизложенная методика определения факта наличия и степени проявления аномально- вязкостных свойств нефти в пластовых условиях в процессе разработки испытана при проведении ГДИС на Арланском, Таймурзинском и Исанбаевском месторождениях Башкирии совместно с М.Н. Галлямовым, К.С. Фазлутдиновым, А.Ш. Сыртлановым, Ф.Р. Билаловым, P.M. Еникеевым, B.C. Левченко, А.П. Лимановым. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Гидродинамические методы исследования нефтяных и газовых скважин (ГДИС) занимают особое место в общем комплексе проблем управления разработки нефтяных месторождений на основе интегрированного, междисциплинарного подхода с использованием современных научно- технических достижений. О развитии методов исследования нефтяных и газовых скважин, которые в настоящее время формируются в самостоятельную научную и учебную дисциплину, свидетельствуют серьезные достижения как в теории ГДИС (подземная гидромеханика, физика нефтяного и газового пласта, математическое моделирование, применение компьютерных технологий), так и в технике и технологии ГДИС (современные высокоточные электронные глубинные манометры и комплексы, различные конфигурации специального оборудования). Методы и процедуры анализа и интерпретации данных, научно-технические разработки и опыт применения ГДИС нашли отражение в многочисленных отечественных и зарубежных публикациях, особенно последних лет, но малодоступных промысловым инженерам и другим сотрудникам компаний, среди которых не только специалисты-разработчики, но и руководящий персонал, часто не имеющий специального нефтегазового образования. В книге автор старался в доступной форме изложить как основные - традиционные, так и новые - современные методы ГДИС: • диагностические билогарифмические графики; • логарифмические производные давления; • «расчленение» сложных фильтрационных потоков на простые составляющие с помощью характеристических графиков (ВСС, ЛФП, РФП и др.); • новое в технике и технологии ГДИС - сравнительные характеристики глубинных приборов и оборудования различных конфигураций для вертикальных и горизонтальных скважин и области их применения; • применение ГДИС (отечественный и зарубежный опыт) к решению задач разработки, в частности, на месторождениях неньютоновских нефтей. Многолетний опыт преподавания, а также постоянные контакты при проведении промысловых исследований с бывшими выпускниками в различных районах страны и за рубежом подсказали автору о необходимости создания специального учебного курса ГДИС для повышения квалификации профессиональных нефтяников и газовиков, что и было им сделано. В нем учтены конкретные интересы и пожелания промысловых инженеров, в частности, такие быстро прогрес- сирующие положения ГДИС на установившихся и неустановившихся режимах, как нелинейная теория фильтрации в естественно-трещиноватых коллекторах, неоднофазная фильтрация в сложно построенных залежах (слоистых, с перетоками, со сбросами) и другие более сложные модели пластовых фильтрационных систем. |