Что такое d фактор скважины

Обновлено: 07.07.2024

Скин-фактор

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Содержание

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:
\frac" width="" height="" />

где — скин-фактор, — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
— приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:
-1\right)\mathrm\frac" width="" height="" />

где — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
— фактическая продуктивность реальной скважины,
— радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),
— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Литература

Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

Отрицательные значения скин-фактора наблюдаются у скважин после гидроразрыва пласта(ГРП), кислотных обработок (КО). Значительные отрицательные значения скин-фактора наблюдаются на наклонно направленых скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Скин-фактор скважины

Есть коэффициенты фильтрационного сопротивления, рассчитанные по исследованиям в газоконденсатной скважине.

Есть ли взаимосвязь этих параметров с понятием скин-фактора? Т.е. можно ли имея только эти характеристики (+e2s, Teta характеризующие потери по стволу)
анализировать состояние ПЗП пласта?

onit пишет:

Здравствуйте.
Есть коэффициенты фильтрационного сопротивления, рассчитанные по исследованиям в газоконденсатной скважине.
Есть ли взаимосвязь этих параметров с понятием скин-фактора? Т.е. можно ли имея только эти характеристики (+e2s, Teta характеризующие потери по стволу)
анализировать состояние ПЗП пласта?

скин-фактор отражает фильтрационные сопротивления движению потока в околоскважинной зоне пласта. указанные выше характеристики не связаны со скин-эффектом. Kobold пишет:

скин-фактор отражает фильтрационные сопротивления движению потока в околоскважинной зоне пласта. указанные выше характеристики не связаны со скин-эффектом.

Просто не знаю, как рассчитать скин-эффект в газоконденсатной скважине не используя КВД или провести аналогию по анализу состояния ПЗП по значению скин-фактора к этим коэффициентам.

Kobold пишет:

Как это не связаны ? Читаем хотя бы книгу Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений, 2002 год.
Коэффициент А в большей степени зависит от фильтрационных характеристик пласта (состояние ПЗП и УЗП), а коэффициент В в основном зависит от движения газа в лифте скважины (состояние НКТ и забоя). onit пишет:

Просто не знаю, как рассчитать скин-эффект в газоконденсатной скважине не используя КВД.

.. для горизонтальных скважин а и b будут меньше чем для вертикальных..

Zorg пишет:

В самом общем смысле мера совершенства заканчивания скважины. Положительный скин - пласт поврежден или механические проблемы, нулевой скин - пласт не поврежден, отрицательный скин бывает после стимуляции пласта (кислотная обработка, ГРП, глубокая перфорация).

Более подробно. Общий скин фактор подразделяется на скин перфорационный (количество отверстий, диаметр, глубина, фазировка), скин ствола скважины (связанный с углом наклона), скин по степени вскрытия; скин, связанный с повреждением пласта; скин, связанный с турбулентностью потока. Еще в литературе описываются геологические скины или "геоштуцеры". Насколько я понял, это некие природные препятствия, затрудняющие приток в пласте.

В скважинах с ГРП скин может возникать вследствие повреждения пласта на границе трещина-пласт. В горизонтальных скважинах с ГРП скин возникает вследствие изменения направления течения жидкости по трещине ГРП: в трещине жидкость движется равномерно, тогда как при подходе к стволу скважины часть потоков меняет направление.

Скин-эффект для газоконденсатной скважины

Имеется газоконденсатная скважина. Методом установившихся отборов определены коэффициенты ab. Как найти значение скин-фактора? Заранее благодарен!

26 Фев 2011 Активность tyazh пишет:
В общем случае скин-фактор газовых скважин переменный. Есть базовая составляющая, на которую влияет несовершенство вскрытия, трещиноватость, кальматация и т.д. И к ней прибавляется поправка за турбулентное течение газа, которое создает дополнительное фильтрационное сопротивление.
То есть, S = S0 + D*Q, где Q - дебит газа, D - так называемый D-фактор.
Так вот, D-фактор связан с коэффициентом B, его можно посчитать.
А вот базовый скин и проницаемость оба включены в коэффициент А. Значит, чтобы получить скин, проницаемость нужно предположить и наоборот.

Так что по-честному определить скин по этим данным нельзя. Нужно бы КВД или какую-то независимую оценку проницаемости.

Krichevsky пишет:

В общем случае скин-фактор газовых скважин переменный. Есть базовая составляющая, на которую влияет несовершенство вскрытия, трещиноватость, кальматация и т.д. И к ней прибавляется поправка за турбулентное течение газа, которое создает дополнительное фильтрационное сопротивление.
То есть, S = S0 + D*Q, где Q - дебит газа, D - так называемый D-фактор.
Так вот, D-фактор связан с коэффициентом B, его можно посчитать.
А вот базовый скин и проницаемость оба включены в коэффициент А. Значит, чтобы получить скин, проницаемость нужно предположить и наоборот.

Krichevsky пишет: Так вот, D-фактор связан с коэффициентом B, его можно посчитать.

Не посдкажите как именно они связаны? Может, литература есть по этому вопросу?

Есть хорошая книжка Кременецкого, Ипатова "Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин", там есть даже формула пересчета. Там, правда, по-моему, температуры не хватает. И придется разбираться с единицами.

Спасибо. Книжка и правда неплохая. Рассчитал по приведенной формуле D фактор, получилось 0,952 сут/тыс.м3. Это нормальная величина? Мне кажется слишком завышенной.

Файлы почему-то не прикрепляются, вот ссылки.

Это очень много. Где-то значит с единицами косяк. Я при случае выложу сюда формулу с единицами. На днях наверное.

Газовый фактор

Газовый фактор - это содержание газа в продукции нефтяных скважин.

Измеряется в м 3 /м 3 , м 3 /т.

Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С.

Различают первоначальный и текущий газовый фактор.
1 й характеризует нефтяную залежь в начале разработки, 2 й – на каждом ее этапе.

В случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. е. нет
выделения из нефти растворенного газа), газовый фактор остается постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти.

На газовый фактор влияет также режим работы залежи.
При водонапорном режиме газовый фактор не меняется в течение всего периода разработки залежи, при газонапорном – в последней стадии разработки быстро возрастает, при режиме растворенного газа – вначале быстро повышается, затем по мере истощения залежи интенсивно падает.
Значения газового фактора могут достигать нескольких тысяч м 3 газа на 1 т нефти.

Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти.
Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф).
Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м 3 /т.
В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти.
То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф).
Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным).

Основа достоверного прогноза

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти.
Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.
Пластовый газовый фактор (Гфп, м 3 /т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного.
Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различной пластовой нефти, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.
Рабочий газовый фактор (Гфр, м 3 /т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.
Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора. Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти.

Газ дополнительных источников разделяется на:

газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).

Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.

Изменение газового фактора

Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).

Повышение температуры подогрева нефти в процессе её подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счёт перехода части лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно.

По мере истощения залежи, объём растворённого в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов.

При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке.

В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остается стабильным продолжительное время.

Как учитывать ПНГ

Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.

Если говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося попутного газа, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства измерения, которое могло бы в течение длительного времени поддерживать точность замеров объёма неподготовленного (сырого) ПНГ.

Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны.
Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.
Можно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.

Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото) вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.

Специализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С10+ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа - либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.

Значение учета ПНГ

Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).

Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.

Например, система подготовки ПНГ ЭНЕРГАЗ на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания Аганнефтегазгеология - дочерняя компания НК РуссНефть).

Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20°С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами - рефрижераторным и адсорбционным.

Эта система осуществляет целый ряд операций:

осушка (через адсорбционный осушитель) - отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата;
очистка ПНГ - при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки;
компримирование (через дожимную компрессорную установку) - повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод;
учет (через узел учета) - точное определение объема подготовленного газа;
охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку - чиллер) - до проектных параметров газа.

Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции ЭНЕРГАЗ на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения Сургутнефтегаз.

Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают 2 технологические задачи: очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод; подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.

Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании Сургутнефтегаз составили по месторождениям Западной Сибири - 99,29%, по Восточной Сибири - 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли.

Учету ПНГ - государственный подход

Из сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть.

Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения.

Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.

Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учета ПНГ на месторождениях.

Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.

Применение мультскважинной деконволюции при решении обратной задачи подземной гидродинамики

Мультискважинная деконволюция позволяет выделить конкретную реакцию на изменение режима работы скважины и обработать ее традиционными способами. При использовании мультискважинной деконволюции появляется возможность оценить и учесть влияние шумов на кривую изменения давления. Такой подход также существенно упрощает обработку кривой, поскольку позволяет проще и более достоверно диагностировать интерпретационную модель пласта. Предложен новый подход к построению функции самовлияния и функций влияния: представление их в виде суммы элементарных функций, характеризующих отдельные режимы фильтрации в пласте. Влияние ствола скважины представлено в виде экспоненты, билинейный поток – в виде корня четвертой степени, линейный – в виде квадратного корня, радиальный – в виде логарифма, влияние границ – в виде линейной функции. При таком подходе коэффициенты функций влияния и самовлияния представлены линейно, поэтому для их определения может использоваться метод Ньютона. Данный подход апробирован при использовании кривой забойного давления, полученной путем моделирования. При достижении хорошего совмещения смоделированной и деконволюированной кривых забойного давления установлено, что заданные при моделировании и определенные при обработке кривых самовлияния и взаимовлияния параметры пласта практически совпали. Это характеризует высокую эффективность предлагаемого подхода.

Multiwell decconvolution application in the inverse solution of underground hydrodynamics

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 3(13), pp. 45-50

P.V. Kryganov, I.V. Afanaskin, S.G. Volpin
Scientific Research Institute of System Development of the Russian Academy of Sciences, RF, Moscow

Keywords: Influence function, self-influence function, multiwell deconvolution, welltest

Multiwell deconvolution allows to select a specific reaction to a change this or other well operation processes of a particular well and to obtain interpretation it in traditional methods. When using multiwell deconvolution opportunity appears to evaluate and to take account of noise effect on the pressure curve. In addition this approach greatly simplifies the interpreting of the curve since it allows to more easily and reliably diagnose the interpretative reservoir model. A new approach to the construction of the self-influence function and influence functions is proposed namely their representation as the sum of the elementary functions that characterize individual filtration modes in the reservoir. The influence of the wellbore storage is represented as an exponent, the bilinear flow is in the form of a fourth root, the linear flow is in the form of a square root, the radial flow is in the form of a logarithm, the influence of boundaries is in the form of a linear function. With this approach, the coefficients of the functions of influence and self-influence are represented linearly, so the Newton method can be used to determine them. This method was tested using the synthetic pressure curve. When achieving a good fit of simulated and deconvoluted pressure curves, it was found that the given in the simulation and received in the interpreting of synthetic and deconvoluted pressure curves parameters of the reservoir were match almost identically so this proposed approach is very effective.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-3-45-50

Введение

Геолого-гидродинамическое моделирование фильтрации в нефтяных пластах применяется как при проектировании разработки, так и при ее контроле и регулировании. Наиболее необходимо и актуально гидродинамическое моделирование на поздних стадиях разработки, когда требуется определить невыработанные участки и решить задачи по доизвлечению остаточных запасов нефти. Главная проблема при проведении численного моделирования среди многих других заключается в недостатке достоверных исходных данных, в частности информации о межскважинных свойствах пласта. Наиболее информативными исследованиями при изучении свойств межскважинного пространства коллектора являются гидродинамические исследования скважин (ГДИС), в частности методом восстановления давления и методом гидропрослушивания. Однако доля таких исследований в общем объеме исследований небольшая вследствие того, что в большинстве случаев при проведении ГДИС необходимы остановки скважин, которых недропользователи стараются избегать по экономическим причинам.

Рассмотренный метод апробирован при анализе кривой забойного давления, полученной путем моделирования. При достижении хорошего совмещения смоделированной и деконволюированной кривых забойного давления установлено, что заданные при моделировани и определенные при обработке кривых самовлияния И взаимовлияния параметры пласта практически совпали (Среднее квадратическое отклонение составило 3,85⋅10-4 мпа), что характеризует высокую эффективность предлагаемого подхода

В ряде случаев в условиях недостаточного объема информации может помочь анализ забойных давлений, регистрируемых с помощью датчиков телеметрических систем (ТМС), использование которых в комплекте с электроцентробежными насосами (ЭЦН) в настоящее время широко распространено. Однако на практике проблем, связанных с качеством исходных данных ТМС, достаточно много. В связи с этим в настоящее время затруднительно считать датчики ТМС полноценными и стабильными источниками информации для дальнейшего анализа. Относительно недавние проблемы, обусловленные низкой чувствительностью ТМС, в настоящее время все чаще решаются, что позволяет определить околоскважинные свойства пласта достаточно точно. Однако для изучения межскважинных свойств пласта при интерпретации продолжительных кривых изменения давления необходимо учитывать работу соседних скважин и высокую зашумленность данных. Для решения этих проблем авторами использовалась мультискважинная деконволюция с целью изучения всех составляющих кривой изменения давления и выделения полезного сигнала, связанного с соседними скважинами. Мультискважинная деконволюция позволяет выделить конкретную реакцию на изменение режима работы той или иной скважины и обработать ее традиционными способами [1–3]. Одним из преимуществ данного подхода является то, что в процессе выделения кривая реагирования не связывается явным образом с интерпретационной моделью, т.е. для выделения реакции не требуется знание модели фильтрации. Кроме того, появляется возможность оценить и учесть влияние шумов на кривую изменения давления, существенно упростить обработку кривой, поскольку при известной функции влияния или самовлияния может быть отдельно рассчитана реакция на работу каждой возмущающей скважины с постоянным эквивалентным дебитом. Это позволяет построить гладкий диагностический график и, как следствие, проще и достовернее диагностировать интерпретационную модель пласта. Применение мультискважинной деконволюции для материалов гидродинамических исследований изучено как отечественными [1, 4–6], так и зарубежными [7–10] специалистами.

Основы метода деконволюции при решении обратной задачи гидродинамики

Конволюция – это математическая операция, примененная к двум функциям f и g, образующим третью функцию, которая может рассматриваться как модифицированная версия одной из первоначальных f⋅g = w.

Рассматривая свертку для случая ГДИС нефтяных скважин, запишем уравнение притока жидкости к нефтяной скважине (при неустановившейся фильтрации сжимаемой жидкости в упругом пласте) во время работы одной скважины [4, 7–10]:

где pw – забойное давление; p0 – пластовое давление на момент времени t = 0; q – дебит скважины; g – функция самовлияния, т.е. влияние работы скважины на саму себя. Деконволюция, или обратная свертка, используется для поиска решения уравнения свертки. Применительно к подземной гидродинамике деконволюцией называется определение функции самовлияния g по имеющимся замерам забойного давления pw и дебита q. Функция самовлияния g зависит от модели как пласта, так и скважины. В случае вертикальной скважины в однородном бесконечном пласте уравнение притока жидкости (3) в дискретном виде выглядит следующим образом [2]:

где B – объемный коэффициент жид - кости, м3/м3; μ – динамическая вязкость жидкости, мПа·с; k – проницаемость пласта, 10-3 мкм2; h – эффективная тол щина, м; j – номер режима экстплутации скважины; N – число режимов эксплуатации скважины к моменту времени t; t – время с момента ввода скважины в эксплуатацию, ч; ϕ – пористость; ct – суммарная сжимаемость пласта и жидкости, 10 МПа-1; r w – радиус скважины, м; S – скин-фактор; давления pw, p0 выражены соответственно 10-1 МПа; дебит q, м3/сут; . В случае эксплуатации одновременно нескольких скважин, влияющих друг на друга, уравнение притока после применения свертки имеет следующий дискретный вид:

или интегральный вид

где индекс i соответствует исследуемой скважине, индекс l – соседним скважинам, влияющим на исследуемую; M – число скважин; gi – функция самовлияния i-й скважины; gl,i – функция влияния скважины l на скважину i. В работах [7, 9, 10] для определения функции самовлияния и функций влияния выражение (6) приведено в матрично-векторной форме. Авторами настоящей работы предлагается представлять функции gi и gl,i в виде суммы элементарных функций, характеризующих отдельные режимы фильтрации в пласте. Например, влияние ствола скважины представим в виде экспоненты, билинейный поток – в виде корня четвертой степени, линейный поток – в виде квадратного корня, радиальный поток – в виде логарифма, влияние границ – в виде линейной функции:

где ai , bi , ci , di , ei , fi , al,i, bl,i, cl,i, dl,i, el,i, fl,i – параметры (коэффициенты) модели. Забойное давление в исследуемой скважине и дебиты всех скважин известны. Метод наилучшего совмещения позволяет найти вышеуказанные коэффициенты, т.е. деконволюировать кривую забойного давления. При известных коэффициентах появляется возможность выделения самовлияния i-й скважины и влияния на нее соседних скважин и дальнейшей обработки выделенных отдельных кривых изменения давления традиционными способами в стандартном программном обеспечении для интерпретации результатов ГДИС (например, Topaze и Saphir Kappa Engineering [3]). Обработка кривых позволяет определить фильтрационно-емкостные свойства пласта в околоскважинной и межскважинной зонах. Указанные коэффициенты функций влияния и самовлияния линейно представлены в уравнении (8), поэтому для их определения может использоваться метод Ньютона. Поскольку замеры дебита достаточно часто осуществляются со значительной погрешностью, при использовании деконволюции дебит может немного изменяться (модифицироваться) для того, чтобы получить хорошее совмещение расчетной и фактической кривых давления. При этом более приоритетным является вариант с минимальным изменением дебитов. Тогда минимизируемый функционал имеет следующий вид:

где нижний индекс n – номер замера; NM – число замеров; верхний индекс m – замеренное значение; верхний индекс c – расчетное значение для забойного давления pw и модифицированное значение для дебита q; α, β, γ – весовые коэффициенты.

Применение мультискважинной деконволюции

Рассмотрим пример применения мультискважинной деконволюции для кривой забойного давления в работающей добывающей скважине. Для анализа возьмем смоделированную кривую давления с целью дальнейшего сравнения полученных результатов с параметрами пласта, использованными при гидродинамическом моделировании.

Гидродинамическое моделирование кривой изменения давления проведено в программе Saphir компании Kappa Engineering [3]. При моделировании были рассмотрены три вертикальные добывающие скважины, работающие без остановок с переменным дебитом в однородном бесконечном пласте. Схема расположения скважин приведена на рис. 1. Приняты следующие исходные параметры: радиусы скважин – 0,1 м; толщина пласта – 10 м; пористость – 0,1; объемный коэффициент нефти – 1,1 м3/м3; вязкость нефти – 1 мПа·c; общая сжимаемость системы пласт – флюид – 4,3·10-4 МПа-1; скин-факторы скважин – 0; начальное пластовое давление – 30 МПа; проницаемость – 30·10-3 мкм2. Динамика переменных дебитов и анализируемая фактическая кривая забойного давления в исследуемой скв. 3, на которую влияют скв. 1 и 2, приведена на рис. 2.

влияют скв. 1 и 2, приведена на рис. 2. Из рис. 2 видно, что деконволюированная кривая практически полностью совпадает с фактической. Среднее квадратическое отклонение кривых составляет 3,85·10-4 МПа. На рис. 2 также представлена реакция скв. 3 на собственную работу и на изменение работы скв. 1, 2. Все три кривые изменения давления были обработаны методом наилучшего совмещения в программах Topaze (рис. 3) (кривая снижения давления), Saphir (рис. 4) (кривые интерференции), Kappa Engineering [3]. Результаты интерпретации этих кривых приведены в таблице, из которой видно хорошее совпадение определенных и исходных (заданных при моделировании) параметров.

Заключение

Проанализированы результаты использования деконволюции при ГДИС. Предложен новый подход к построению функций влияния и самовлияния: представление их в виде суммы элементарных функций, характеризующих отдельные режимы фильтрации в пласте. Коэффициенты функций влияния и самовлияния представлены линейно, поэтому для их определения может использоваться метод Ньютона. Рассмотренный метод апробирован при анализе кривой забойного давления, полученной путем моделирования. При достижении хорошего совмещения смоделированной и деконволюированной кривых забойного давления установлено, что заданные при моделировании и определенные при обработке кривых самовлияния и взаимовлияния параметры пласта практически совпали (среднее квадратическое отклонение составило 3,85⋅10-4 МПа), что характеризует высокую эффективность предлагаемого подхода.

Гидродинамические исследования скважин

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.

Содержание

Методы ГДИС

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительнось периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,
при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,
при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД)

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "послепритока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям "с учётом притока" с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние "послепритока" существенно на всём протяжении КВУ, а методики "учёта притока" часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния "послепритока" применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД)

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Читайте также: