Показані проблеми, що виникають при інтерпретації та аналізі даних гідродинамічних досліджень, проведених на свердловинах з обводненностью, відмінною від нуля. Розібрані переваги і недоліки застосовуваних методів інтерпретації і аналізу. Представлений новий метод нормалізації рухливості для аналізу результатів гідродинамічних досліджень свердловин.

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - Зябліцкая Юлія Олександрівна


The problems occurring at interpretation and analysis of the data of well test carried out on the wells with no zero water cut have been described. The advantages and disadvantages of existing interpretation and analysis methods are developed. The new well test interpretation technique «mobility normalization »is introduced.


Область наук:
  • Енергетика і раціональне природокористування
  • Рік видавництва: 2010
    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ

    Наукова стаття на тему 'Аналіз і інтерпретація гідродинамічних досліджень для двофазного потоку (вода-нафта)'

    Текст наукової роботи на тему «Аналіз і інтерпретація гідродинамічних досліджень для двофазного потоку (вода-нафта)»

    ?Гідрогеологія

    УДК 532.5.01

    АНАЛІЗ І ІНТЕРПРЕТАЦІЯ ГІДРОДИНАМІЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ ДЛЯ двофазного потоку (ВОДА-НАФТА)

    Ю.А. Зябліцкая

    Томський політехнічний університет E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Показані проблеми, що виникають при інтерпретації та аналізі даних гідродинамічних досліджень, проведених на свердловинах з обводненість, відмінною від нуля. Розібрані переваги і недоліки застосовуваних методів інтерпретації і аналізу. Представлений новий метод нормалізації рухливості для аналізу результатів гідродинамічних досліджень свердловин.

    Ключові слова:

    Гідродинамічні дослідження, рухливість, обводненість, колектор, проникність, двофазний потік Key words:

    Well test, mobility, water cut, reservoir, permeability, two phase flow.

    В даний час гідродинамічні дослідження свердловин (ДДІВ) є одним з найбільш ефективних методів, що дозволяють отримати інформацію про пласті при розробці нафтових і газових родовищ.

    Точне знання параметрів пласта необхідно на всіх стадіях розробки родовища. Такі параметри, як проникність пласта, наявність літологічних або тектонічних екранів, визначення гідродинамічної зв'язку між окремими регіонами поклади, значення початкового і поточного пластового тиску, стан привибійної зони свердловини, є цінною інформацією для побудови та адаптації гідродинамічної моделі, оцінки поведінки колектора, прогнозування видобутку. Гідродинамічні дослідження свердловин - основний інструмент, що дозволяє цю інформацію отримати на етапах гео- і гідромоделірованія і проектування розробки родовищ. В ході контролю розробки родовищ результати таких досліджень показують динамічні зміни в пласті при видобутку вуглеводнів [1, 2].

    При проведенні гідродинамічних досліджень для реєстрації в свердловині гідродинамічних і технологічних параметрів (тиску, дебіту, рівнів розділу фаз і ін.) Часто требу-

    ється зупинка свердловини, що призводить до прямих втрат у видобутку нафти (або газу). Потрібні також додаткові фінансові та часові витрати на дослідження і подальшу інтерпретацію отриманих результатів. Результати досліджень дозволяє не тільки оцінити характеристики колектора, а й спланувати комплекси заходи щодо гідророзриву пласта, кислотної обробці привибійної зони свердловини, ремонтні роботи. У разі недотримання вимог до технології проведення вимірювань в ході дослідження, або до якості інтерпретації отриманих експериментальних даних, дослідження свердловини буде неінформативним, а отримані характеристики пласта помилковими. Крім того, низька якість проведених досліджень може привести до негативної ефективності заходів, спланованих на основі їх результатів (невірний вибір кандидатів на проведення гідророзриву, кислотну обробку та ін.).

    Сучасні технології проведення вимірювань при гідродинамічних дослідженнях, а також методики інтерпретації отриманих даних дозволяють підвищити якість та інформативність досліджень. Однак існує ряд завдань, вирішення яких вимагає спеціального підходу. До таких завдань відносяться випадки досліджень в ін-

    інтервалом багатофазного плину флюїду в пласті. У даній статті автор детально розглядає питання інтерпретації гідродинамічних досліджень, коли дві фази - вода і нафта рухливі в пласті.

    Теорія інтерпретації гідродинамічних досліджень зазвичай грунтується на аналітичному рішенні рівняння дифузії. Допущення його відомі - однофазний потік флюїду з постійною сжимаемостью і в'язкістю. Однак в реальності умови не виконуються, в пласті одночасно дві фази рухливі, і в'язкість і стисливість не залишаються постійними. Незважаючи на розвиток в останні 30 років різних методів для обмеження водотоку в свердловину, більшість свердловин, що працюють на зрілих родовищах, обводнені. Причини цього близькість водоносного горизонту, зміна насиченості в процесі розробки, або застосування заводнення для підтримки пластового тиску. Потреба в отриманні точної інформації про пласті призводить до пошуку нових методів інтерпретації досліджень, проведених на обводнених свердловинах, що враховують присутність другої фази (в даному випадку води).

    Традиційна методика інтерпретації гідродинамічних досліджень ґрунтується на припущенні про однофазном нестисливого потоці флюїду. У разі використання даного допущення для аналізу гідродинамічних досліджень, проведених в інтервалі двофазного потоку, можлива невірна оцінка проникності пласта і скін-фактора свердловини через зміну рухливості і стисливості рідини з ростом частки води в потоці. Необхідні спеціальні методики розрахунку. Існуючі в даний час методики:

    1. Метод Перрін-Мартіна - це модифікований стандартний метод інтерпретації [3]. У 1956 р було запропоновано замінити властивість фази (рухливість, стисливість) на загальну властивість рідини. Рухливість рідини представляється як сума подвижностей по кожній фазі. Метод дає можливість розрахувати ефективні проникності по кожній фазі і оцінити скін-фактор. У 1959 р Дж.С. Мартін показав, що допущення працює в разі, коли градієнт тиску незначний, а насичення рівномірно [4]. Збільшення насиченості по газу поблизу свердловини веде до завищення скін-фактора, нерівномірна насиченість призводить до заниження ефективних проницаемостей. Метод залишається як і раніше найбільш придатним, незважаючи на ряд недоліків, і реалізований в більшості спеціалізованих програмних продуктів.

    2. Метод РЮ. Рагвана розроблений в 1976 р [5]. Для розрахунків використовується функція псевдодавленія. Застосування методу вимагає точного знання відносних фазових проникностей. Метод реалізований в декількох програмних

    продуктах. Дозволяє отримати значення абсолютної проникності і скін-фактора. Мінуси методики: складність, чутливість результатів до якості відносних фазових проникностей, результати інтерпретації тестів на відновлення тиску і падінні тиску не дають однакових результатів.

    3. Метод, описаний А.Дж. Аль-Халіфа, К. Азіз і Р.Н. Хорнер в 1987 р [6], має на увазі використання квадрата тиску і не вимагає знання відносних фазових проникностей. В результаті метод дозволяє більш точно визначити ефективні проникності по кожній фазі, в порівнянні з методом Перрін-Марті-на. Однак через складність обчислень, широкого поширення він не отримав.

    Аналіз сучасних методів інтерпретації показав, що існуючі методики або містять комплексні тривалі обчислення, або якість результатів залежить від значень відносних фазових проникностей.

    У статті пропонується нова методика, що дозволяє проаналізувати результати гідродинамічних досліджень в інтервалах двофазного потоку води і нафти.

    Вода і нафту близькі по реологическим характеристикам; пласт, який працює водонефтяной сумішшю, з великою часткою обґрунтованості може описуватися як однорідне середовище з деякими інтегральними властивостями і характеристиками [2].

    Перша характеристика це загальна рухливість пластової рідини. Відповідно до теорії Ба-клею-Льоверетт про несмешивающимися нестисливого лінійному перебігу рідини в пласті, загальна рухливість рідини може бути представлена ​​як сума подвижностей води і нафти:

    до к = ---- ^--!

    І), І про І «

    де до ", до0 - ефективна проникність по воді і по нафті; ? Л ", і - в'язкість води і нафти.

    Загальна рухливість залежить від значень ефективних проницаемостей по кожній фазі при певній насиченості і від в'язкості нафти і води. Зі збільшенням частки води в потоці з плином часу змінюються ефективні проникності по воді і нафти. Як наслідок, загальна рухливість рідини в пласті не залишається постійною. На рис. 1 показаний вид теоретичної кривої загальної рухливості рідини в залежності від обводнення для різних співвідношень подвижностей води і нафти:

    М =

    к'г «И0

    До І «

    де к'т - значення відносної фазової проникності по воді при залишковій нефтенасищен-ності; к'т - значення відносної фазової проникності по нафті при зв'язаній воді.

    \ 1 М< 1

    \ \ А {> 1

    \ \

    V ч ^

    ^ * | | | |

    .**

    Про 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

    Обводненість,%

    Мал. 1. Теоретичні криві залежностей загальної рухливості рідини від обводнення для різних співвідношень подвижностей води і нафти

    При аналізі залежностей визначаються 2 критичних інтервалу обводнення, в яких різко змінюється значення загальної рухливості.

    Чим менше значення М, тим більше різке зменшення загальної рухливості рідини відбувається в інтервалі невеликих значень обводнення. Даний інтервал обводнення обраний як перший критичний інтервал. Значення співвідношення подвижностей менше 1 можливо в разі легкої нафти, в'язкість якої в пластових умовах нижче в'язкості води.

    При збільшенні М спостерігається зростання рухливості рідини в інтервалі високій обводнення. Це другий критичний інтервал. Значення М тим більше, ніж більш в'язка нафту.

    Теоретичні розміри критичних інтервалів визначаються властивостями флюїдів і залежать від значень відносних фазових проникностей флюїдів. У представленому автором випадку для легкої нафти з в'язкістю 0,3 сп більш значний перший критичний інтервал (до 20%), в той час як другий критичний інтервал становить всього 5%. Для нафт з незначною в'язкістю невелика частка води в потоці різко зменшує загальну рухливість рідини.

    Для нафти з підвищеною в'язкістю (30 сп) спостерігається відсутність першого критичного інтервалу, і збільшення протяжності другого інтервалу (80 ... 100%). Чим більше в'язкість нафти, тим раніше збільшується рухливість рідини при підвищенні обводнення потоку.

    Інформація про очікувані критичних інтервалах важлива для планування гідродинамічних досліджень. У разі необхідності проведення дослідження на обводненной свердловині, слід розуміти що значення загальної рухливості, яке визначається за допомогою стандартної методики інтерпретації через тангенс кута нахилу

    кривої тиску т в напівлогарифмічному масштабі, дозволяє визначити значення рухливості (к / ц) ,, що характеризує тільки поточний розподіл насиченості в пласті. Подальша зміна частки води в двофазний потоці призведе до зміни і результату (к / ц). Отримане значення відрізняється від рухливості однієї нафти при зв'язаній воді. Труднощі подальшого використання даного числа полягає в тому, що неясно, в'язкість якого флюїду необхідно брати в вираженні (к / ц), для розрахунку проникності пласта, і, навіть, знаючи в'язкість, як розрахована проникність співвідноситься з проникністю абсолютної. Отримане значення безпосередньо не може бути використане в гідродинамічної моделі, або для побудови карт проникності.

    Друга характеристика водонефтяной суміші це загальна стисливість системи з,

    С = (С0Б0 + С ^ + С),

    де Со, СМ1, С - стисливості нафти, води і породи, МПа-1; 50, 5 - значення нафто- і водонасичених-сті.

    Якщо не враховувати зміну стисливості при збільшенні водонасиченому, можлива невірна оцінка результатів ДДІВ для визначення скін-фактора обводненной свердловини. У разі дослідження кривих відновлення тиску скін-фактор свердловини для двофазного течії визначається за формулою:

    рм>/ (А = 0) - Р-

    - 1п

    т

    , ФСГ

    + 7,43

    де Ям? / (А, = 0) Р * - різниця тиску на початку дослідження і екстраполювати тиску; , Р-час дослідження, с; т - тангенс кута нахилу кривої тиску; ф - пористість.

    Якщо не враховувати зміну стисливості рідини з плином часу, скін-фактор буде завищений. Для визначення скін-фактора рекомендується використовувати формулу Перрін-Мартіна [3, 4], яка дозволяє враховує зміну стисливості при зміною насиченості.

    Для обліку змін рухливості рідини при розрахунку проникності пропонується метод нормалізації рухливості, що дозволяє врахувати неоднорідність властивостей пласта і отримати більш точні характеристики проникності. Отримане значення безпосередньо може бути використано в гідродинамічної моделі. За допомогою спеціальних кривих відносних подвижностей загальна рухливість системи при будь-якому значенні обводнення (к / ц), перераховується в рухливість по нафті при зв'язаній воді (к / ц) _ ^ с. Оскільки в'язкість нафти відома, можливий розрахунок ефективної проникності по нафті при зв'язаній воді, яка безпосередньо закладається в гідродинамічну модель.

    Загальна рухливість рідини в пласті при поточному значенні обводнення може бути отримана аналізом кривих зміни тиску відповідно до формули

    (К / ц) 0

    (К / ц), =

    чА,

    шк

    еІо _

    _Sw

    До Цо

    у

    де кф ^, кф ^ - ефективна проникність при насиченості Sw по нафті і по воді відповідно, мД; ц Ц0 - в'язкість води і нафти відповідно, сп; qt - дебіт рідини, м3 / добу; В1 - загальний об'ємний коефіцієнт.

    Криві відносної рухливості рідко -сті - це графічне зображення залежності відносної рухливості рідини 2 від обводнення потоку:

    (К / ц \

    Графічний вигляд кривої відносної рухливості 2 = / (Х), де Х поточне значення обводнення, залежить від характеристик пласта (неоднорідності проникності, значення відносних фазових проникностей кт і кт) і в'язкості пластового флюїду (води і нафти). Теоретичні криві будуються на основі інформації про фазових проникність насичують флюїдів і в'язкості фаз.

    На рис. 2 представлений загальний вигляд теоретичних кривих відносної рухливості для чотирьох значень в'язкості нафти. В'язкість води дорівнює 1 сп. Для побудови використовувалися однакові залежності фазових проникностей. За допомогою кривої фракціонального потоку розраховувалося значення обводнення, відповідне потрібної водонасиченому. Навіть в разі однакової в'язкості води і нафти значення 2 відрізняється від 1. Це викликано зміною фазових проникностей кожного з флюїдів при збільшенні частки води.

    Якщо насиченість дорівнює насиченості зв'язаної води, 2 = 1 в будь-якому випадку. При іншому значенні обводнення величина 2 буде змінюватися в залежності від в'язкості флюїдів.

    В роботі показано, що вигляд кривої загальної рухливості визначається значеннями в'язкості води і нафти і не залежить від початкового значення абсолютної проникності пласта [7].

    Вплив на форму теоретичної кривої, крім властивостей флюїдів, надає тільки значення відносних фазових проникностей. Однак теоретична крива будується, виходячи з ряду припущень теорії Баклеев-Льоверетт. якщо знати

    N

    Про

    10

    20

    30

    40 50 60

    Обводненість,%

    Мал. 2. Криві відносної рухливості для нафт з різною в'язкістю

    70

    90

    100

    фактичну криву відносної рухливості 2 = / (Х) для конкретного родовища, розрахунок ефективної проникності по нафті буде виконуватися по формулі.

    До // про _ ^ = 7 (к / ц), цо '

    де кф $ ж - ефективна проникність по нафті при зв'язаній воді, мД.

    Методика нормалізації рухливості включає наступні операції:

    • збір результатів лабораторних досліджень флюїдів і керна;

    • побудова теоретичної кривої відносної рухливості на основі теорії Баклеев-Ле-Веретт;

    • аналіз наявних результатів гідродинамічних досліджень свердловин, визначення значень рухливості при різній обводнення;

    • коригування теоретичної кривої відносної рухливості на значення, отримані при інтерпретації досліджень. При великій кількості досліджень на різних рівнях обводнення можливо будувати криву відносної рухливості відразу за фактичними даними, без використання фазових проникностей. Отримання фактичної кривої відносної рухливості, що характеризує дане родовище;

    • аналіз гідродинамічний досліджень свердловин, що працюють водонефтяной сумішшю. визначення кФЗг

    Криві відносної рухливості для реального родовища можуть бути:

    • для однієї свердловини на основі гідродинамічних досліджень, проведених в різні періоди часу, з урахуванням того, що свердловина працює з різною обводненностью;

    • для вибраної ділянки родовища на основі даних досліджень свердловин. Передбачається відносна однорідність проникності в даному регіоні;

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Іпатов А.І., Кремнецкій М.І. Геофізичний і гідродинамічний контроль розробки родовищ вуглеводнів. - М .: НДЦ «Регулярна і хаотична динаміка»; Інститут комп'ютерних досліджень, 2005. - 708 с.

    2. Кременецький М.І., Іпатов А.І. Гідродинамічні і промислово-технологічні дослідження свердловин. - М .: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

    3. Perrine R.L. Analysis of Pressure BuildUp Curves. Drill. and Prod. Prac. - Dallas, ApI, 1956. - 520 p.

    4. Martin J.C. Simplified Equations of Flow in Gas Drive Reservoirs and the Theoretical Foundation of Multiphase Pressure Buildup Analyses. - Trans., AIME, 1959. - 216 p.

    • узагальнені - для родовища на основі даних всіх гідродинамічних досліджень. Точність отриманих значень 2 для різних

    значень обводнення буде залежати від:

    • кількості гідродинамічних досліджень;

    • розмірів регіону, охопленого в ході дослідження;

    • якості проведених досліджень. Отримані криві рухливості 2 відображатимуть тільки характеристику конкретного пласта (відносні фазові проникності) і властивості флюїду даного родовища. Необхідно відзначити, що залежність 2 = / (Х) показує, як для даного колектора присутність кількох фаз впливає на їх ефективні проникності. Отже, можливе використання цієї залежності і для аналізу кривих фазових проникностей.

    При відсутності даних для отримання залежності 2 = / (Х) родовища, можна використовувати залежно родовищ-аналогів, з коригуванням на результати гідродинамічних досліджень.

    висновки

    Запропоновано проста методика нормалізації рухливості для інтерпретації гідродинамічних досліджень, проведених на обводнених свердловинах. Відповідно до даної методики, загальна рухливість рідини в пласті нормується на значення ефективної проникності по нафті при зв'язаній воді. Розрахункові криві відносної рухливості коригуються з урахуванням фактичних значень рухливості рідини, визначених за результатами випробувань свердловин. Це дозволяє знизити вплив фазових проникностей на підсумковий результат. Криві відносної рухливості далі використовуються для визначення проникності по нафті при зв'язаній воді. Результат безпосередньо може бути використаний в гідродинамічної моделі.

    5. Raghavan R. Well-Test analysis for Multiphase Flow // SPE paper 14098, presented at the SPE International Meeting on Petroleum Engineering. - March 17-20, 1986. - Beijing, 1986. - 10 p.

    6. Al-Khalifah A-J.A., Horner R.N., Aziz K. In-place determination of Reservoir Relative Permeability Using Well Test Analysis // SPE paper 16775, presented at the 62th Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE. - September 27-30, 1987. - Dallas, 1987. - 15 p.

    7. Zheng S., Xu W. New Approaches for Analyzing Transient Pressure from Oil and Water Two-Phase Flowing Reservoir // SPE paper 127615, presented at the Kuwait International Conference and Exhibition. - December 14-18, 2009. - Kuwait, 2009. - 25 p.

    Надійшла 15.04.2010 р.


    Ключові слова: гідродинамічні дослідження / рухливість / обводненість / колектор / проникність / двофазний потік / well test / mobility / water cut / reservoir / permeability / two phase flow

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити