microbik.ru
  1 ... 8 9 10 11

5.13.Обработка данных капиллярометрии («С»)


Обработка исследований на образцах керна (вытеснение воды из горной породы воздухом или керосином) включает следующие операции.

Построение кривой капиллярного давления от коэффициента водонасыщенности по замерам давления вытеснения и параметра насыщения.

Расчёт фазовых проницаемостей для нефти и воды по кривой капиллярного давления.

Определение критических значений коэффициента водонасыщенности Kв*, Kв.кр, Kв** для зоны двухфазной фильтрации (при обводнённости 1%, 50%, 99% соответственно).

Расчёт и построение графика капиллярного подъёма смачивающей фазы над зеркалом чистой воды с оценкой толщины переходной водонефтяной зоны.

Расчёт и построение зависимости эффективной вязкости водонефтяного потока от фактической обводнённости продукции для определения абсолютной проницаемости по результатам ГДИС в условиях двухфазной фильтрации (нефть с водой).

6.ОБОБЩЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ФЛЮИДОВ в варианте «См»


В результате обобщения лабораторных анализов флюида (воды, нефти и газа) с использованием литературных источников получается справочник физических свойств этих пластовых флюидов.

Применяются два вида справочника в зависимости от вариации глубины погружения (Нпогр) исследуемого пласта. Глубина погружения определяется выражением Нпогр=Абс.отм+Альт, где Абс.отм – абсолютная отметка без знака, Альт – альтитуда скважины.

Если пласт на исследуемой территории находится примерно на одной глубине (то есть на глубине Нпогр с разбросом глубин менее ±200 м), то целесообразно использовать справочник физических свойств в виде таблицы (таб. 6.1) без учета глубины залегания пласта.

Таб. 6.3. Параметры флюида, принятые для обработки данных ГДИС

Пласты

Газовый фактор, м3/т

Плотность разгазированной нефти, кг/м3

Плотность пластовой нефти, кг/м3

Объемный коэффициент, доли единиц

Пластовое давление, МПа

Давление насыщения, МПа

Температура пл., 0С

Коэфф. сжимаемости,

1/ МПа*10-4

Вязкость пластовой нефти, мПа*с

Вязкость нефти на поверхности, мПа*с

ВК

62

821

752

1,16

14,0

7,0

72

8

1,70

2,45

Бж

202

808

607

1,57

25,0

20,6

117

13

0,34

1,10

Ю

204

814

612

1,59

26,0

18,2

117

20

0,40

1,21


В том случае, когда исследуемый пласт залегает на существенно разных глубинах погружения Нпогр (разница глубин превышает 400 м), то необходимо учитывать изменение физических свойств флюидов от глубины, то есть за счет изменения давления и температуры (рис. 6.1-6-10).


Рис. 6.14. Зависимость температуры от глубины


Рис. 6.15. Зависимость пластового давления от глубины


Рис. 6.16. Зависимость минерализации пластовой воды от глубины

Цифры у точек – плотность г/см3

Рис. 6.17. Зависимость плотности пластовой воды от глубины

Рис. 6.18. Зависимость сжимаемости воды от температуры и давления

Рис. 6.19. Зависимость вязкости воды от температуры и минерализации

Рис. 6.20. Зависимость плотности и сжимаемости нефти в пластовых условиях от глубины залегания



Рис. 6.21. Зависимость вязкости нефти от глубины в интервале 0 – 4000 м.

Рис. 6.22. Зависимость вязкости нефти от глубины в интервале 2000 – 4000 м.

Рис. 6.23. Зависимость давления насыщения нефти от температуры Рн = Рпл – dРн

7. ПРИМЕРЫ СТАНДАРТНОЙ ОБРАБОТКИ в варианте «С»

7.1.Подготовка данных ГДИС к обработке


В системе имеется возможность выбрать нужный для обработки интервал, сгладить кривую (рис. 7.1) и разредить точки (рис. 7.2).

а б






Рис. 7.24. Кривые до (а) и после (б) сглаживания

а б в



Рис. 7.25. Кривые без разрежения (а), разрежение только по времени (б), разрежение по времени и по давлению (в)

7.2.Испытатель на трубах (ИПТ)




Рис. 7.26. Выделение интервала L c данными о двух циклах испытаний пласта на трубах (ИПТ)



Рис. 7.27. Определение гидропроводности () и Рпл по одному из двух (1-ому или 2-ому) циклов ИПТ с использованием традиционной методики Хорнера. При этом гидропроводность по данным второго цикла оказывается меньше гидропроводности 1-ого цикла

Применяются как стандартные методики обработки, так и модифицированные алгоритмы, учитывающие изменения дебита во время отбора и явление «послепритока».

Точность никогда не бывает лишней. Рекомендуется выполнять обработку ИПТ с использованием вначале традиционной методики Хорнера. Если дебит во время притока менялся, то целесообразно дополнительно использовать обработку по модифицированному Хорнеру, когда в обработку вовлекается больше точек наблюдения. Модифицированный метод Хорнера рекомендуется при условии небольших помех.



Рис. 7.28. Определение гидропроводности () и Рпл по двум (1-ому и 2-ому) циклам ИПТ с использованием модифицированной методики Хорнера. При этом гидропроводности по данным 1-ого и 2-ого циклов одинаковы.



Рис. 7.29. Результаты сопоставления расчетов по двум методикам

Как видно из рис. 7.6 методика обработки данных КВД по модифицированному Хорнеру по большинству параметров имеет среднюю погрешность примерно в 2 раза меньшую по сравнению с традиционной методикой обработки.

7.3.Как выбрать интервал времени для обработки КВД


Перед обработкой КВД необходимо выделить интервал времени (L), в пределах которого логарифм производной dP/dln(t/(t+T)) является приблизительно константой (рис. 7.7). Затем в этом интервале производится обработка по методике Хорнера (рис. 7.8).



Рис. 7.30. Диагностический график давления и производной в билогарифмическом масштабе для выбора нужного интервала L для обработки КВД.



Рис. 7.31. Определение пластового давления Рпл и гидропроводности по методике Хорнера.

7.4.Восстановление уровня (КВУ)


Для обработки КВУ по псевдостационарному уравнению Маскета применяется оригинальная методика, основанная на совместном анализе кривых депрессии и производной давления. Определение продуктивности возможно без учета (рис. 7.9) и с учетом (рис. 7.10) пластового давления.



Рис. 7.32. Определение продуктивности с использованием всех исходных точек и без учета априорных данных о пластовом давлении.



Рис. 7.33. Определение продуктивности с использованием всех исходных точек и с учетом априорных данных о пластовом давлении.

7.5.Обработка данных установившихся отборов




Рис. 7.34. Определение продуктивности и пластового давления (нефтяная скважина)

7.6.Обработка данных на режимах стационарного потока газа




Рис. 7.35. Определение по устевому давлению фильтрационных параметров в модели газового пласта ΔРуст2 = AQ+BQ2.



Рис. 7.36. Совмещение результатов обработки кривых газовой скважины с использованием Руст и Рзаб

7.7.Обработка данных свабирования




Рис. 7.37. Исходная кривая и разбивка ее на участки притока Pr и свабирования Sv.



Рис. 7.38. Индикаторная кривая с логарифмической шкалой дебита



Рис. 7.39. Участок кривой свабирования, представляющий одну «ходку»

При расчете объема поднятого флюида по методике снижения давления на ходке возможно завышение значения снижения давления (h0) по сравнению с истинным снижением (h1). Необходимо исключать влияние двух факторов. Во-первых, следует учесть фактор увеличения перепада давления, связанного с ударом сваба по поверхности жидкости при его движении вниз (на рис. 7.16 отрезок е1). Во-вторых, следует учесть фактор занижения перепада давления за счет вакуумирования при движении сваба вверх (на рис. 7.16 отрезок е2). Отметим, что в системе «ГДИ-эффект» эти факторы не влияют на точность расчета объема поднятой жидкости.



Рис. 7.40. Возможно занижение значения снижения давления (h0) по сравнению с истинным снижением давления (h1)

Занижение на некоторую величину е3 возникает за счет перетока жидкости (в интервале времени л-м) из затрубного пространства внутрь НКТ сразу же после снижения уровня. В системе «ГДИ-эффект» этот эффект не влияет на точность определения поднятой жидкости.



Рис. 7.41. Зависимость К от tg α. Поправка (K) за скорость свабирования определяется тангенсом угла  (tg α)

При большой скорости спуска и подъема (tg α = 0,3) возможно только за счет отрезков е12 существенное завышение рассчитанного объема выноса жидкости на поверхность (до 25 %). Ошибка за счет отрезков е3 может возрасти еще примерно на столько же процентов. То есть не учет перечисленных факторов (е123) может привести к погрешности емкости поднятой жидкости в 50 % и даже более.



Рис. 7.42. Повышенная продуктивность на начальном участке приточного интервала

При обработке данных в системе «ГДИ-эффект» рекомендуется исключать начальные участки приточного интервала при определении продуктивностей.



Рис. 7.43. Индикаторные кривые 1 и 2, построенные по двум областям точек.

На основании анализа изменения в процессе свабирования продуктивности, определенной в системе «ГДИ-эффект», предоставляется возможность судить об успешности работ на скважине.



<< предыдущая страница