ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.11.2023
Просмотров: 292
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
12 технологическими операциями на скважинах. Не редко скважины работают годами без длительных остановок (соизмеримых по времени со временем необходимым для стабилизации пластового давления) и возможности провести полноценное исследование нет возможности.
Остановка нагнетательных скважин на излив тоже не всегда технически реализуема, особенно в условиях вечной мерзлоты.
Реологические свойства нефти характеризующейся высокой вязкостью и предельным напряжением сдвига вынуждает избегать длительных простоев скважин во избежание сокращения областей дренирования скважин и отсечения запасов нефти в удаленных ранее дренируемых участках.
Характеристики продукции скважин после длительной остановки в таком случае могут резко измениться в связи с прорывом более подвижного флюида, такого как вода или газ.
В подобных случаях умышленно жертвуют актуальной информацией о распределении пластового давления в пользу темпов разработки. Мониторинг же динамики пластового давления ведут аналитическими методами по недовосстановленным КВУ (интерпретируют интерполированные кривые) и моделированием (расчет полей давления в узлах трехмерного объекта, адаптированного по известным данным окружающих скважин).
13
1.3. Приведение замеров пластового давления по глубине
Наиболее удобна для анализа распределения пластового давления в области добычи и закачки по площади является карта изобар, построенная по горизонтальная плоскости приведения соответствующей значению абсолютной отметки начального водонефтяного контакта (ВНК). В этом случае сохраняется привычная абсолютная величина давлений характерная для глубин залегания исследуемого объекта разработки. При большой высоте залежи (десятки метров) используют плоскость, делящую объем залежи пополам (рисунок 1.1).
Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую поверхность приведения [39,
40]. Выбранная поверхность приведения, для недопущения путаницы данных, сохраняется постоянной до завершения разработки залежи. Приведенное давление Р
пл.пр
. вычисляют по формуле: где
– замеренное в скважине пластовое давление, МПа;
– расстояние между точкой замера и условной плоскостью приведения, м;
– плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине – нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой – сделан замер), кг/м
3
;
– ускорение свободного падения, м/с
2
Поправку ρgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рисунке 1.1 в вертикальной скважине расположенной в законтурной области замер давления произведен ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины.
14
В наклонных и горизонтальной скважине замер, по техническим причинам, выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В первом случае поправку определяют с учетом плотности воды в остальных с учетом плотности нефти.
Рис. 1.1. Схема оценки плотности флюида и высоты над (под) плоскостью приведения с учетом глубины подвески прибора для замера пластового давления в скважине
Водонефтяной контакт
Средняя глубина залегания
Вода
Нефть
Глубина замера давления h
Стволы скважин h
Плоскость приведения
15
1.4. Приведение замеров пластового давления по времени
По большинству месторождений карта изобар строится по результатам ежеквартальных измерений давления по площади залежи. В связи с этим важно отметить, что для достоверного (актуального для момента анализа) построения карты замеры должны проводиться примерно в одно время. Если же давления по скважинам измерялись в значительный промежуток времени (на протяжении нескольких лет), то их необходимо привести не только по глубине, но и к единой временной отметке (дате анализа).
В условиях отсутствия «свежих» (актуальных по времени исследования) данных приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуществлять графическим методом.
Графический метод приведения разновременных замеров пластового давления заключается в нанесении на график максимального количества замеров по скважинам, смещенных во времени (по одной скважине должно быть несколько устаревших значений). По оси абсцисс – время, по оси ординат приведенное по глубине пластовое давление. По полученным точкам строят среднюю (хронологическую) кривую падения давления (рисунок 1.2). Затем, полагая, что указанный средний темп падения давления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, приближенно определяют давление на искомую дату в любой скважине.
В случае, когда требуется определить приведенную величину пластового давления по данным входящих в диапазон актуальных исследований, производят их интерполяцию согласно основному тренду, полученному по всей совокупности разновременных данных (рисунок 1.2) [39].
Предлагаемый метод является приближенным. Расширение области приведения более чем на полгода, приведет к резкому снижению качества интерполяции.
16
При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен вышеизложенному методу.
Рис. 1.2. Схема приведения разновременных замеров пластового давления на основе обобщения совокупности ранних исследований
13.5 14 14.5 15 15.5 11.03.2018 09.07.2018 06.11.2018 06.03.2019 04.07.2019
П
ласт ов ое дав лен ие,
МП
а
Рубеж приведения разновременных замеров пластового давления
Диапазон актуальных для приведения данных
Дата проведения исследования
Основной тренд приведения данных
17
1.5. Методика построения карт изобар
Построение карты изобар - это процесс определения положения изолиний равных давлений (изобар) на плане.
Процедура построения карты вручную состоит из следующих операций:
наносится на план расположение пластопересечения (на кровлю коллектора) скважин в масштабе (рисунок 1.3);
надписывается номер скважины (возле каждой из них в числителе) и значения определенных по ним приведенных (по глубине и времени) пластовых давлений (в знаменателе) в МПа;
устанавливается интервал давлений, через который на карте будут проводиться изобары. Выбор интервала между изобарами определяется разницей между максимальным и минимальным значениями давлений по скважинам объекта и желаемой степенью детализации карты. Обычно выбирают интервал 0,1; 0,2, 0,5 или 1 МПа;
попарно соединяются вспомогательными прямыми линиями соседние на плане скважины (по окончании построений данные лини необходимо будет стереть), и на них находят положение точек, через которые должны проходить изобары;
точки с одинаковыми значениями давлений соединяются плавными, не пересекающимися между собой линиями;
периодически на свободных участках карты изолинии разрывают, делая подписи абсолютной величины соответствующих им давлений.
18
Рис. 1.3. Фрагмент карты изобар построенной вручную
При построении карты необходимо также определить расположение участков с минимальными и максимальными значениями. Не проводить интерполяцию между скважинами, расположенными с разных сторон от вероятных линий перегиба. Проведение изолиний следует начинать с участков, наиболее полно освещенных скважинами с наличием значений. Конфигурация изобар на прилегающих слабоосвещенных участках должна подчиняться общему ходу изолиний (проходить параллельно) проведенных по большему количеству точек наблюдения. Соединения точек с одноименными отметками следует выполнять плавными линиями без резких изгибов.
Для правильной интерполяции давлений между скважинами, в которых оно замерено, необходимо знать закономерности изменения давления в данном направлении. Эти закономерности определяются свойствами пласта, его фациальной изменчивостью, системой расположения скважин и другими
19 факторами, которые обычно известны. Поэтому, как правило, обычно проводят линейную интерполяцию давлений. При этом, соединив две скважины прямой линией, предполагают, что вдоль нее давление изменяется линейно (в этом суть метода линейной интерполяции). Далее определяют общее изменение давления между скважинами, расстояние между ними на плане (отрезок L) и градиент давления, приходящийся на единицу этого отрезка. При помощи интерполяции находят промежуточные давления, через которые проводят изобары в соответствии с выбранным интервалом давления.
Ручным построением карт изобар в современных условиях занимаются редко, лишь в особых случаях анализа аномалий давления (на локальных участках) или учебно-тренировочных целях. Гораздо быстрее, удобнее и более оперативно построение карт изобар по постоянно пополняющейся результатами исследований базе данных в графических программных приложениях.
20
Вопросы для самоконтроля по теме 1
1.
При каких условиях и по какой причине пластовая жидкость движется по направлению к добывающим скважинам?
2.
Какие источники пластовой энергии выделяются?
3.
Что называется начальным пластовым давлением?
4.
Как можно поддерживать пластовое давление?
5.
Что такое запас упругой энергии пласта?
6.
Что показывает карта изобар?
7.
Почему карта изобар является «нефизичной» картой?
8.
Приведите примеры «физичных» карт?
9.
Что такое координата пластопересечения?
10.
Чему равно стабилизировавшееся забойное давление в скважине после длительного простоя?
11.
Почему пластовое давление можно считать ресурсом?
12.
Что называют контуром питания скважины?
13.
Что показывает карта продуктивности?
14.
Что отображает карта компенсации отборов закачкой?
15.
Какие данные являются исходными для построения карт изобар?
16.
Какие ограничения по числу одновременно исследуемых скважин существуют?
17.
Что называют пластовым давлением в зоне отбора?
18.
Для чего необходимо приводить величины пластового давления к единой плоскости?
19.
Что определяет выбор плоскости приведения пластового давления?
20.
Что называют картой «истинных» изобар?
21.
Что такое текущее пластовое давление?
22.
Что такое текущее статическоепластовое давление?
23.
Что такое динамическое пластовое давление пластовое давление?
21 24.
Назовите противопоказания к остановкам скважин?
25.
Что такое остановка на «излив»?
26.
При каких реологических условиях противопоказаны длительные остановки добывающих скважин?
27.
Альтернативные способы получения величины пластового давления?
28.
Что такое недовосстановленная КВУ?
29.
Для каких залежей в качестве поверхности приведения используют среднюю глубину залегания пласта?
30.
В каком случае для приведения пластового давления к поверхности ВНК может потребоваться плотность газа в пластовых условиях?
31.
Как можно привести в единую систему разновременные замеры пластового давления?
32.
Кокой временной диапазон считается допустимым для приведения разновременных замеров пластового давления?
33.
Чем определяется интервал между изолиниями карты изобар?
34.
В каких случаях применяется ручной способ построения карт изобар?
22
Содержание отчета об освоении материала по теме 1
1.1. Используя приложение 1.1 осуществить приведение замеров пластового давления по скважинам к поверхности ВНК. Глубина поверхности водонефтяного контакта, плотность нефти и воды в пластовых условиях по вариантам приведены в приложении 1.2.
1.2. Используя приложение 1.1 и 1.3, а также результаты приведения пластового давления по вертикали осуществить приведение замеров пластового давления по времени. Время приведения данных, по которым строится карта, зависит от варианта (приложение 1.2).
1.3. Нарисовать схему приведения пластового давления по глубине (пример на рисунке 1.1).
1.4. Построить на листе в клетку фрагмент карты изобар по группе добывающих скважин соответственно варианту.
Координаты пластопересечений скважин на кровлю продуктивного горизонта даны в приложении 1.4. Масштаб карты 1:10000.
23
2. ДОПОЛНЕНИЕ КАРТ ИЗОБАР АНАЛИТИЧЕСКИМИ ДАННЫМИ
Построение карт разработки по любому параметру, в том числе и по пластовому давлению, связано с ограничением распространения параметра внешними границами залежи и областью исследования.
Как правило, залежи нефти имеют обширные законтурные области (за исключением литологически экранированных со всех сторон залежей –
«линз»), в которых на определенном расстоянии пластовое давление является постоянным и не подвержено изменению вследствие работы скважин прилегающего месторождения.
От размеров законтурной области месторождения, называемой «Аквифером», зависит скорость восстановления и распределение давления в ней. Для получения распределения полей давления в приконтурной области при построении карт изобар вводятся так называемые
«фиктивные» скважины (точки на карте) пластовое давление в которых равно начальному. «Фиктивные» скважины окружают по периметру всю залежь. Чем быстрее область аквифера способна восстанавливаться до начального уровня за счет своих размеров, тем «фиктивные» скважины с величиной давления равным начальному пластовому давлению располагаются ближе к границам залежи нефтяного месторождения.
Такие границы залежей как замещение, выклинивание, разлом, врез на картах изобар соблюдают «нейтралитет», и ввод дополнительных «фиктивных» скважин за их пределами не требуется, так как со стороны данных границ восстановления пластового давления не наблюдается.
С появлением технологий бурения протяженных горизонтальных скважин с длиной сопоставимой со средним межскважинным расстоянием появилась необходимость ввода «фиктивных» скважин (точек) по стволу скважины. Так же поступают и с большеобъемными гидроразрывами пласта, вводя фиктивные скважины по длине расчетных трещин в направлении регионального стресса.