Система «гди-эффект» для массовой обработки данных гдис (стр. 3 из 7)
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