Здравствуйте, уважаемые участники форума! Я студент нефтяного ВУЗа, пишу диссертацию на тему «Повышение информативности ГДИ скважин, эксплуатирующихся с забойными давлениями ниже давления насыщения». Очень прошу о помощи! Времени осталось очень мало. Эта, мягко говоря, непростая тема была у меня не с самого начала, старую пришлось экстренно сменить. Поэтому буду рад любой помощи, любому совету (желательно максимально развёрнутому) от вас! Заранее прошу прощения за возможные глупые или наивные вопросы и огромное спасибо всем откликнувшимся!
Итак, имеются входные данные и заключения о проведении ГДИС для 5 скажин различных месторождений, эксплуатирующихся с забойными давлениями ниже давления насыщения. На всех пластовое – выше давления насыщения. Есть возможность работы с ПО Ecrin Saphir (правда владею им слабо). Из заключений всех этих скважин ясно, что удалось определить только прогнозное пластовое давление и коэффициент продуктивности. Скин-фактор и фильтрационные параметры пласта определить не удалось из-за повышенного ВСС. То есть, не зарегистрирован выход на радиальный режим фильтрации, на диагностическом графике отсутствует прямолинейный участок. Задача состоит в том, чтобы найти способ определения фильтрационных параметров и скин-фактора без увеличения продолжительности простоя скважин на регистрацию КВД.
Предлагается выработать методику интерпретации ГДИС с учётом двухфазного потока и применением алгоритмов послепритока. Если совсем вкратце:
1. Для определения зон двух- и однофазной фильтрации воспользуемся аппроксимацией уравнения пьезопроводности для сжимаемой жидкости. P(r,t).
На основе этой формулы построим графически зависимости P(t) и P(r). На графике P(t) можем примерно проследить момент времени t появления (исчезновения) зоны двухфазной фильтрации (когда начинает выделяться свободный газ при пуске скважины для снятия КСД или растворение газа в нефти при остановке скважины для получения КВД) по пересечению кривой со значением давления насыщения. С помощью графика P(r) можем получить радиус зоны разгазирования r на определённый момент времени, проецируя на ось расстояний точку пересечения кривой давлений со значением давления насыщения.
2. Так как мы имеем дело с двухфазным потоком (нефть-газ), следует использовать совместно с алгоритмом послепритока функцию Христиановича или метод Перрин, учитывающими дебиты обеих фаз.
3. Изначально нам известен лишь дебит нефти. Чтобы получить значение дебита газа необходимо построить кривую разгазирования. Далее можно построить зависимость газового фактора Гф от забойного давления. Показать на шкале давлений значение давления насыщения и получить конкретные значения доли газа для каждого значения давления. Методика построения кривой разгазирования взята из книги Дунюшкина, Мищенко «Расчёты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды».
Я прекрасно понимаю, что здесь сплошь грубые допущения и упрощения. Наверняка и принципиальные ошибки в моём восприятии данной ситуации. Поэтому и обращаюсь к вам, уважаемые форумчане. Подскажите пожалуйста, как сделать лучше?
попробуйте найти ответы в книгах ипатова кременецкого гидродинамическим исследованиям (издательства при поддержке газпромнефть). там очень много уделяется вопросам проведения исследований в нефтяных скважинах и самое главное - получение максимума данных из кривых стабилизации добычи и кривых и падения добычи. т/е рассматривают все в комплексе.
Спасибо! Есть такая книга, посмотрю внимательнее.
Хотелось бы ещё понять, есть ли более простой способ узнать дебит газа, чем построение этих кривых, требующих знания компонентного состава и т.д.?
Норман - в этом ли и будет заключаться "научная новизна"? Если нет - уточни. Надо наверное тебе выразить то, что ты хочешь сделать, через время окончания эффекта скважины (окончание wellbore storage effect).
Как правило это время где-то через 1-1.5 цикла лог-лог плота после того как точки начали отклоняться от unit slope
td > (60 + 3.5*S)Cd, где S - скин, td - безразмерное время, Cd - безразмерный wellbore storage factor
Или если в field units
t > (200,000+12,000*S)C/[kh/miu], где С - wellbore storage, C = dVwb/dP (bbl/psi)
В основном wellbore storage coefficient определяется изменением уровня флюида в скважине, то есть эффект расширения флюида (нефти) оказывает в этом случае небольшое влияние.
C = 144*Aa/[5.615*ro], где Aa - площадь сечения затрубного пространства в ft2, ro - плотность нефти в затрубном пространстве в lb/ft3
То есть если применять пакер при КВД, то эффект wellbore storage будет небольшим (нет изменения уровня флюида), тем самым время сокращается.
Попробуй свои "находки" или изыскания выразить в виде времени или продолжительности эффекта wellbore storage.
А так по теме дисера не до конца понятна актуальность. Наверное(по-моему) лучше было бы заняться темой исследования Pressure Fall Off тест при наличии трещины авто-ГРП. Тема не до конца изучена по-моему. В Роснефти по крайней мере обращают на это внимание. Можно посмотреть статьи с именем Давлетбаев А.Я. и/или Байкова В.А. Или вопрос того же моделирования авто-ГРП - аналог Reveal в какой-то мере.
Спасибо большое за идею! Смысл понял, в тонкостях постараюсь разобраться. Но этот вариант наверное рассмотрю дополнительно в работе, если успею разобраться как следует. Всё же работа на данный момент уже сделана практически по определению дебита газа и использованию его в расчётах совместно с алгоритмами послепритока. Разбираться с темой ГДИС вообще пришлось за короткий срок и самому, так что резко менять что-то уже не вариант.
Если будешь разбираться с КПД (IFO) с авто-ГРП могу поделиться материалами, реальными примерами со странными трещинами.
Большое спасибо! Но боюсь, уже поздно всё менять.