9. Автоматизированная обработка диаграмм давления

9.2.1. Типовой комплекс программ автоматизированной обработки данных гидродинамических исследований включает пять программ:

• - записи исходных данных в базу данных;
• - обработки кривых притока и восстановления давления;
• - выводы табличных результатов на принтер;
• - выводы графиков на принтер;
• - записи результатов в базу данных.

Для автоматизированной обработки данных, полученных при испытании пластов, вводят следующие исходные данные:

• - показания верхнего и нижнего манометров ИПТ;
• - тарировочные данные манометров;
• - данные по долитой и отобранным жидкостям.

9.1.2. Показания манометров вводятся с клавиатуры или импортируются из файла (для цифровых манометров) и заносятся в файл исходных данных.

Градуировочные характеристики манометров вводятся с клавиатуры и заносятся в файл базы тарировочных данных.

Редактирование включает:

• - визуализацию и просмотр данных (таблиц и графиков);
• - корректировку отдельных значений;
• - приведение к одному времени (смещение по оси времени) для нескольких манометров;
• - выбор характерных точек (для ИПТ);
• - выбор интервала обработки;
• - перевод показаний манометров в значения, выраженные в единицах измерения давления (атм).

При обработке КВД используется формула УфНИИ (или модифицированная формула Хорнера, учитывающая переменный приток в трубы в открытые периоды испытания, предшествующие обрабатываемому циклу).

(9.1.1)

В системе значение дебита, если есть кривые притока по верхнему манометру, рассчитывается по производной модельной кривой притока, иначе - по высоте отобранной жидкости, отнесенной к данному циклу.

Алгоритм: значения давления Рn забойного манометра для КВД j-цикла перестраиваются в координатах Рn, Хn, где

, мм3/c; (9.1.2)

а) если есть кривая притока по манометру в трубах над ИПТ для цикла с номером 1

(9.1.3)

где:

• t_n - время для точки n КВД цикла j;
• d - диаметр внутренний НКТ;
• j - средний удельный вес поступившей в трубы жидкости;
• m_l - номер последней точки на кривой притока цикла l;
• t_i, l - время i-ой точки для цикла l;

б) если при вычислении суммы для какого-то номера цикла l нет кривой притока, то соответствующая

(9.1.4)

где ,

где:

• Tl - время притока для цикла l;
• hl - высота отобранной жидкости, отнесенная к циклу l.

Порядок работы:

• - полученный график отображается на экране;
• - визуально выделяется конечный прямолинейный участок;
• - по точкам выделенного участка методом наименьших квадратов проводится аппроксимирующая прямая Рn = а - б х ;
• - определяются параметры прямой а, б;
• - пересчитываются параметры пласта: пластовое давление Рпл = а, атм;
• - гидропроводность удаленной зоны kh / μ = 1/σ, мкм2 см/МПа⋅с;
• - рассчитываются погрешности Рпл, и kh / μ.

9.1.3. Обработка кривых притока проводится, если для данного цикла имеются данные по обоим манометрам. Гидродинамические параметры (kh/μ, Рпл, ) определяются методом подбора. Находится такая совокупность параметров, при которых расчетная (модельная) кривая притока для верхнего манометра в максимальной степени согласуется с фактической. Показателем степени совпадения кривых служит минимальное значение суммы квадратов отклонений точек модельной кривой от соответствующих точек фактической:

, (9.1.5)

В системе для расчета модельной кривой используется известная формула А.Ф. Гильманшина:

, (9.1.6)

где

где ΔРi-l,l = 0,5 (Pi-2,l – Pi,l) - приращения давления в точке кривой притока или восстановления давления (по забойному манометру);

;

• n, k - номер текущей точки обрабатываемой кривой притока
• n = 2, 3, …, mj; k = 2, 3, …, n;
• i - номер текущей точки обрабатываемой и предыдущих кривых;
• nв,l - число точек КВД цикла l.

Остальные обозначения общепринятые.

В системе оптимальная модельная кривая подбирается дважды.

После первой оптимизации модельная кривая используется лишь как сглаженная фактическая кривая притока по верхнему манометру. По ней рассчитываются производные, необходимые для обработки КВД.

После обработки КВД закрепляется найденное по КВД значение пластового давления и при втором проходе подбираются оптимальные kh/μ и .

При обработке полуцикловых испытаний - оптимизация по всем 3-м параметрам.

9.1.4. При отсутствии кривых притока по манометру в трубах над ИПТ гидропроводность ближней зоны оценивается по формуле

(мкм2 см/МПа с), (9.1.7)

где:

• dт - внутренний диаметр труб, мм;
• h - высота поступившей жидкости, м;
• Т - время притока, мин;
• Рпл - давление, оцененное по КВД или другими исследованиями, МПа;
• Рзаб - среднее за время притока значение давления по забойному манометру, МПа.

Для расчета гидропроводности можно рекомендовать и другое выражение

(мкм2 см/МПа с), (9.1.8) в которое дополнительно входит параметр , оцениваемый в свою очередь по одной из приближенных формул

(1/мин), (9.1.9)

где:

• kh / μ - гидропроводность пласта, найденная по КВД или оцененная по другим данным, мкм2 см/МПа с;
• m - пористость пласта по ГИРС;
• βж - сжимаемость пластовой жидкости, 1/МПа;
• hэф - эффективная толщина исследуемого пласта по ГИРС, м;
• dск - диаметр скважины по долоту, мм;

либо

(1/мин), (9.1.10)

где:

• βж = 7,5 • 10-5 МПа-1, если пласт насыщен нефтью (высота столба отобранной нефти > 1 м);
• βж = 5 • 10-5 МПа-1 - в остальных случаях;
• zн, zв - глубина, соответственно, подошвы и кровли интервала испытания, м.

Распределение суммарной высоты отобранных жидкостей по отдельным циклам испытания проводится пропорционально временам притоков и средним забойным давлениям в открытые периоды испытания (либо по эмпирическим формулам при отсутствии показаний нижнего манометра в открытые периоды испытания).

9.1.5. Коэффициент закупорки по физическому смыслу представляет собой отношение гидропроводностей пласта в удаленной и призабойной зонах:

Пз = Гуд / Гпз. (9.1.11)

Если расчетное значение Пз > 2, это означает, что призабойная зона пласта ухудшена в процессе вскрытия интерзала или эксплуатации продуктивного объекта в добывающей скважине.

Если Пз < 0,8 , то призабойная зона считается «размытой».

9.1.6. В промысловой практике под коэффициентом продуктивности пласта η понимается отношение установившегося дебита к постоянной величине депрессии, которая была задана на период исследования.

При работе с ИПТ практически создать установившийся режим можно только при длительном отборе в эксплуатационной скважине, когда имеет место перелив жидкости на устье с Q = const при фиксированном значении ΔР.

Коэффициенты продуктивности определяются по формулам

(см3/с МПа); (9.1.12)

(см3/с МПа), (9.1.13)

где:

• χ - коэффициент пьезопроводности, см2/с;
• r - радиус скважины, см;
• t - время работы скважины, с, общей продолжительностью не менее 20 сут.

Если подставить значения χ = 7000 см2/с, r = 10 см, время работы моделируемой скважины t=(86400 • 20) с и умножить все на коэффициент перерасчета из см3/с МПа в м3/сут, то получим упрощенное выражение для расчета коэффициента продуктивности

(м3/сут МПа). (9.1.14)

Коэффициент продуктивности определяется для призабойной и удаленной зон в зависимости от того, какая величина гидропроводности будет использована в формулах (9.1.12) и (9.1.13).

Коэффициент продуктивности, в расчете которого была использована гидропроводность удаленной зоны, именуется потенциальным, а при использовании гидропроводности призабойной зоны - физическим.

9.1.7. Радиус дренирования пласта определяется по формуле

, (9.1.15)

где:

• с - коэффициент, который изменяется от π до 4π по разным исследованиям. В оценочных расчетах рекомендуется принимать с = π;
• χ - пьезопроводность пласта, м2/с;
• Т - время отбора пластовой жидкости, с.

9.1.8. Пьезопроводность пласта характеризует скорость перераспределения давления в пласте, ее величину можно оценить по формуле

, (9.1.16)

где:

• Гуд - гидропроводность удаленной зоны пласта, рассчитываемая по КВД, м3/МПа с;
• h - эффективная толщина пласта, определяемая по данным ГИРС, м;
• m - пористость пласта;
• βж, βп - коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, 1/МПа.

Рекомендуется автоматизированную обработку данных испытания выполнять с применением ПЭВМ и выдавать заключение по результатам обработки в соответствии с приложением Е.

9.2.1. Испытание объектов ИПТ в процессе бурения скважины проводят на неустановившемся режиме фильтрации и существенно отличается от исследования в эксплуатационной колонне, что в принципе ограничивает возможности этого метода. Однако ввиду оперативности испытания объектов непосредственно в процессе вскрытия пластов на новых разведочных площадях, когда отсутствуют возможности проведения исследования на (длительных) установившихся режимах отбора пластовой жидкости, вполне оправдана оценка основных гидродинамических параметров пласта по данным работы ИПТ с применением различных рекомендованных методик.

9.2.2. Начальное пластовое давление Рпл по КВД достаточно точно рассчитывается при испытании бесконечного однородного пласта. Репрессионная воронка отсутствует или «сжимается» в период притока.

Время послеприточного эффекта должно быть значительно меньше времени КВД. По многим исследованиям погрешность определения пластового давления находится в пределах погрешности скважинных манометров, но не более ±2%. Требования к достоверности расчета Рпл по промысловым данным исследования не более 2-3%.

9.2.3. При оптимальном режиме испытания (Q > 30 м3/сут) и интервалах испытания до 25 м коэффициент гидропроводности рассчитывается с погрешностью не более ± 30%, что не превышает погрешности его определения по промысловым исследованиям.

9.2.4. Расчетная величина дебита, полученная при обработке КП и КВД при работе с ИПТ, в большинстве отличается от дебита, который будет при эксплуатации продуктивного объекта.

Дебит, как и коэффициент продуктивности, именуется потенциальным или фактическим в зависимости от того, какая величина была использована при его расчете:

Qпот = ηпот • ΔР; Qфак = ηф • ΔР, (9.1.17)

где:

• ΔР - депрессия при эксплуатации объекта, МПа.
• ηпот, ηф - соответственно потенциальный и фактический коэффициенты продуктивности, м3/сут МПа.

Если пластовое давление выше гидростатического, оценивается условие свободного фонтанирования

ΔРс.ф = Рпл - 0,1 jж Нпл, (9.1.18)

где:

• ΔРс.ф - депрессия свободного фонтанирования скважины, МПа;
• jж - удельный вес жидкости в скважине, Н/м3;
• Hпл - глубина залегания продуктивного пласта, м.

При выполнении условия ΔРс.ф > 0 скважина относится к категории фонтанирующей.

В нефонтанирующей скважине величина ΔP устанавливается по глубине подвески глубинного насоса с учетом режима формирования конкретной залежи.

9.2.5. Окончательное заключение по испытанному объекту должно в обязательном порядке выдаваться только на основании комплексного анализа полученных результатов и данных физико-химического анализа пластовой жидкости, растворенного газа и коллекторских свойств пласта.

...Назад. Раздел 8 | Содержание | Раздел 10. Далее...