Интерпретация результатов гидродинамического исследования со снятием КВД при помощи термоманометрических систем

• 1    Интерпретация результатов гидродинамического исследования со снятием КВД в ПО «Saphir»[1]

Под анализом и интерпретацией данных ГДИС ‒ кривой P c =P c (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, пользуясь их характерными диагностическими признаками.

Это положение реализуется в построении диагностического графика. Диагностический график – это билогарифмический график зависимости кривых давления и производной давления от времени, где каждая величина представляется в логарифмическом масштабе.

В настоящее время, под понятием анализа данных на неустановившихся режимах фильтрации понимается не столько операция по выдаче данных, сколько процесс обработки в отношении таких данных. Принцип анализа данных на неустановившихся режимах заключается в сборе информации (предпочтительно глубинной) о давлениях и дебитах и в концентрации на интересующем периоде, как правило, в период остановки (восстановление или падение), для осуществления процесса диагностики. Диагностика подводит к выбору модели, которая затем используется для имитационного воспроизведения значений давлений, подлежащих согласованию в интересующий период. Затем модель опробуется относительно большей доли зафиксированных данных, при их наличии. Часть процесса подразумевает согласование модельных параметров на данных путем попытки добиться максимально возможного совпадения методом проб и ошибок или нелинейной регрессии. Данные операции осуществляются в ПО «Saphir». Метод заключается в обработке величины дебитов и времени, в которые они были получены. Также необходимы некоторые характеристические показатели скважины. Для каждого из видов исследований необходим свой список исходных показателей скважины, которые на практике определяются предварительно проведенными исследованиями ГИС и перфорацией продуктивного пласта.

Рассмотрим примеры диагностических графиков КВД, построенные в ПО «Saphir» при помощи регистрации термоманометрических систем механизированных скважин.

• 1.1    Отчет о проведении интерпретации ГДИ скважины №1[2]

На скважине №1 месторождения N проведено исследование со снятием КВД в добывающей скважине. Исходные данные скважины представлены в таблице 1.1. Скважина стандартная.

Таблица 1.1 ‒ Исходные данные

Наименование, размерность	Значение
Радиус скважины по долоту, м	0,108
Альтитуда, м	81,1
Диаметр эксплуатационной колонны, м	0,146
Глубина установки ТМС, м	1923
Глубина верха интервала перфорации, м	2517
Глубина низа интервала перфорации, м	2538
Удлинение глубины спуска ТМС, м	26,14
Удлинение верха интервала перфорации, м	158,1
Удлинение низа интервала перфорации, м	167
Пористость, доли ед.	0,217
Начальное пластовое давление, атм	225,018
Температура пласта, оС	76
Газосодержание, м3/сут	40
Давление насыщения, атм	83,8
Вязкость нефти, мПа*с	1,53497
Объемный коэффициент нефти, м3/м3	1,107
Плотность нефти, кг/м3	790,742
Плотность пластового флюида, кг/м3	981,069

Исследование проведено с использованием термоманометрической системы механизированной скважины. Глубина установки ТМС с установкой электро – центробежного насоса составила 1923м, глубина верха интервала перфорации 2517м.

Исходные данные для интерпретации представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 ‒ Исходные данные для интерпретации

Наименование, размерность	Значение
Эффективная толщина пласта, м	12,1
Эффективная вязкость , мПа*с	21,54
Радиус контура питания, м	250
Пористость, доли ед.	0,217

Исследование проводилось с 14.11.2018 г. по 19.11.2018г. В процессе исследования был построен исходный график кривой восстановления давления за определенный период времени. График показан на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 – Исходный график восстановления давления

Далее путём производной давления аппроксимации определили пластовое давление, как показано на рисунке 1.2.

• P ^^^^м Pапр

Рисунок 1.2 – Диагностический график давления аппроксимации и кривой восстановления давления

По диагностическому графику (рисунок 1.2) можно сказать, что пластовое давление на уровне ТМС составляет 88,8 атм.

Сразу после прекращения послепритока в стволе формируется радиальный режим течения. Темп роста давления замедляется, стремясь в пределе к нулевой величине, формируется псевдорадиальный режим течения. Соответственно, при этом резко снижается значение логарифмической производной (рисунок 1.3).

Время, ч

Рисунок 1.3 - Диагностический график зависимости давления и производной давления от времени

В результате интерпретации в ПО «Saphir» данных ГДИС на скважине были получены следующие результаты (таблица 1.3).[3]

Таблица 1.3 – Результаты интерпретации

Наименование, размерность	Значение
Скин фактор	-1,8
Коэффициент проницаемости, мД	203,359
Фазовая проницаемость нефти, мД	1,375
Гидропроводность пласта, Дарси*см/мПа*сек	11,42
Пластовое давление ТМС, атм	88,8
Пастовое давление на кровлю пласта, атм	132,96

• 1.2    Отчет о проведении интерпретации ГДИ скважины №2[2]

На скважине №1 месторождения N проведено исследование со снятием КВД в добывающей скважине. Исходные данные скважины представлены в таблице 1.4. Скважина горизонтальная.

Таблица 1.4 ‒ Исходные данные

Наименование, размерность	Значение
Радиус скважины по долоту, м	0,108
Альтитуда, м	76,2
Диаметр эксплуатационной колонны, м	0,146
Глубина установки ТМС, м	2100
Глубина верха интервала перфорации, м	2762,71
Глубина низа интервала перфорации, м	3015,93
Удлинение глубины спуска ТМС, м	177,83
Удлинение верха интервала перфорации, м	453,696
Удлинение низа интервала перфорации, м	705,881
Пористость, доли ед.	0,2
Начальное пластовое давление, атм	231,927

Температура пласта, оС	75
Газосодержание, м3/сут	43
Давление насыщения, атм	72,04
Вязкость нефти, мПа*с	1,71833
Объемный коэффициент нефти, м3/м3	1,122
Плотность нефти, кг/м3	795,085
Плотность пластового флюида, кг/м3	997,093

Исследование проведено с использованием термоманометрической системы механизированной скважины. Глубина установки ТМС с установкой электро – центробежного насоса составила 2100м, глубина верха интервала перфорации 2762,71м.

Исходные данные для интерпретации представлены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 ‒ Исходные данные для интерпретации

Наименование, размерность	Значение
Эффективная толщина пласта, м	1,03
Эффективная вязкость , мПа*с	1,636
Радиус контура питания, м	250
Пористость, доли ед.	0,2

Исследование проводилось с 06.11.2018 г. по 11.11.2018г. В процессе исследования был построен исходный график кривой восстановления давления за определенный период времени. График показан на рисунке 1.4

—•— Pман

Давление, атм

00:00:00                              00:00:00

Рисунок 1.4 – Исходный график восстановления давления

Далее путём производной давления аппроксимации определили пластовое давление, как показано на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 – Диагностический график давления аппроксимации и кривой восстановления давления

По диагностическому графику (рисунок 1.5) можно сказать, что пластовое посчитано некорректно в связи с влиянием перераспределения скважины поддержания пластового давления или же возможное открытие новых пропластков (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 – Диагностический график зависимости давления и производной давления от времени

В результате интерпретации в ПО «Saphir» данных ГДИС на скважине были получены следующие результаты (таблица 1.9).[3]

Таблица 1.9 – Результаты интерпретации

Наименование, размерность	Значение
Скин фактор	-0,1
Коэффициент проницаемости, мД	68,67
Фазовая проницаемость нефти, мД	0,79
Гидропроводность пласта, Дарси*см/мПа*сек	4,34
Пластовое давление ТМС, атм	360,404
Пастовое давление на кровлю пласта, атм	397,765