Презентация на тему "Разработка нефтегазовых месторождений"

Включить эффекты
1 из 108
Ваша оценка презентации
Оцените презентацию по шкале от 1 до 5 баллов
  • 1
  • 2
  • 3
  • 4
  • 5

Рецензии

Добавить свою рецензию

Аннотация к презентации

Большая презентационная работа по географии и геологии на тему: "Разработка нефтегазовых месторождений", адресованная студентам. Автор подробно рассказывает, как производятся вычислительные работы по будущей скважине, какие факторы нужно учитывать и какими уравнениями пользоваться.

Краткое содержание

  • Программа курса «Разработка месторождений»
  • Производительность скважин
  • Закон Дарси
  • Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.
  • Индикаторная кривая (IPR)
  • Коэффициент продуктивности (PI)
  • Упражнение
  • Многофазный поток: метод Вогеля
  • Построение индикаторной кривой Вогеля

Содержание

  • Слайд 1

     

    Основы разработки нефтяных месторождений

    (28.04 – 30.04.2003 г.)

  • Слайд 2

     

    Программа курса «Разработка месторождений»(28.04-30.04.2003г.)

  • Слайд 3

     

    ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ

    СКВАЖИН

  • Слайд 4

     

    • qo – дебит нефти (м3/сут
    • K– проницаемость (мД) – (эффективная проницаемость нефти)
    • h – эффективная мощность пласта (м)
    • Pr–среднее пластовое давление (атм)
    • Pwf – забойное давление (атм)
    • o – вязкость нефти (сПз) - (в пластовых условиях)
    • Bо– объемный коэффициент нефти (м3/м3)
    • re – радиус дренирования (м)
    • rw –радиус скважины (м)
    • S – скин

    ЗАКОН Дарси

    Производительность скважины описывается законом Дарси.

    Закон Дарси не является теорией или предположением, это – ЗАКОН.

  • Слайд 5

     

    18.41 – пересчетный коэффициент

    1/18.41 = 0.054318305

    2*{3.141593}*

    * 10-3{перевод_проницаемости_из_мкм2_в_мД}/

    /103{перевод_вязкости_из_Па*с_в_мПа*с}*

    *10-1{перевод_давления_из_МПа_в_атм}*

    *86400{перевод_времени_из_сек_в_сут} =

    = 0.054286721

    кроме того, можно учесть, что

    1 атм = 101325 Па (а не 105) и

    1 Д = 1,02 мкм2 (а не 1)

  • Слайд 6

     

    Закон Дарси является одним из самых главных уравнений в разработке месторождений.

    Пример : Определение дебита скважины (qo) по закону Дарси.

    qo = 114 м3/сут.

  • Слайд 7

     

  • Слайд 8

     

    Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

    Влияние величины Kh:

    Уменьшение в два раза значения Kh снижает дебит на 50% (при данных условиях).

  • Слайд 9

     

    Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

    Влияние депрессии (Pr - Pwf):

    Изменение в четыре раза депрессии (Pr - Pwf) изменяет дебит на 75% (при данных условиях). Закон Дарси связывает дебит с депрессией и применяется при принятии решений по стимуляции (оптимизации) скважин. С увеличением депрессии (уменьшением забойного давления Pwf) дебит увеличивается.

  • Слайд 10

     

    Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

    Влияние радиуса контура питания (re):

    Уменьшение в два раза радиуса дренирования (re) снижает дебит всего на 10%. Т.е. радиус (площадь) контура питания не оказывает большого влияния на дебит. Но площадь (радиус) контура питания имеет огромное влияние на величину накопленной добычи скважины.

  • Слайд 11

     

    Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

    Влияние вязкости нефти (mo):

    Увеличение в два раза значения вязкости (mo) снижает дебит на 50%.

  • Слайд 12

     

    Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

    Влияние скин эффекта (S):

    Увеличение скин эффекта с 0 до 10 приводит к снижению дебита примерно в два раза, снижение скина с 0 до –4,5 (ГРП) увеличивает дебит на 138% (при данных условиях).

  • Слайд 13

     

    Индикаторная кривая (IPR)

    Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная кривая /IPR), основанное на законе Дарси, является прямой линией (для нефтяной скважины).

    IPR определена на отрезке между средним пластовым давлением (Pr) и атмосферным давлением (Pатм). Производительность, соответствующая атмосферному давлению на забое – это максимально возможный теоретический дебит скважины (qmax). Дебит при забойном давлении, равном среднему пластовому давлению, равен нулю.

    • Pr
    • Pатм
    • qmax

    1

    Наклон = коэфф. продуктивности (PI)

  • Слайд 14

     

    Коэффициент продуктивности (PI)

    Коэффициент продуктивности (PI) – абсолютное значение наклона индикаторной кривой (IPR).

    Используя коэффициент продуктивности можно рассчитать дебит.

  • Слайд 15

     

    Пример : Построение индикаторной кривой (IPR).

    Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max).

    Построить индикаторную кривую (IPR).

    Определить коэффициент продуктивности (PI).

  • Слайд 16

     

    Решение примера: Построение индикаторной кривой (IPR).

    Pr = qomax

  • Слайд 17

     

    Упражнение: Расчет Дарси, PI, IPR.

    Скважина работает со следующими параметрами:

    qo=64 м3/сут qw=0 м3/сут Pwf=103 атм Pr=200 атм

    mo=1.36 сПз Bo=1.2 м3/м3 re=500 м rw=0.1 мS=0

    Данная скважина рассматривается как кандидат на снижение забойного

    давления и проведение ГРП.

    По скважине нужно :

    Рассчитать Kh

    Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max)

    Построить индикаторную кривую (IPR)

    Определить коэффициент продуктивности (PI)

    Рассчитать потенциальный дебитпри забойном давлении 50 атм, до проведения ГРП при S=0

    Рассчитать потенциальный дебитпри забойном давлении 50 атм, после проведения ГРП при S=-4.8

  • Слайд 18

    Многофазный поток: метод Вогеля

    Когда давление падает ниже давления насыщения, из жидкости выделяется газ.

    Давление, при котором выделяется первый пузырек газа, называется давлением насыщения (Pb).

    • НЕФТЬ
    • НЕФТЬ
    • ГАЗ
    • НЕФТЬ
    • ГАЗ
    • ГАЗ
    • ГАЗ
    • ГАЗ

    P > Pb P = Pb P < Pb

  • Слайд 19

    Расчет qmax по Вогелю

    Вогельсмоделировалпроизводительность огромного количества скважин с пластовым давлением ниже давления насыщения (Pb), и построил график зависимости Pwf/Prи qo/qmax.

    qmax определяется кактеоретически максимально возможный дебит, при Pwf = 0.

    Вогельпредставил на графике данные, используя следующие безразмерные переменные: и

    Кривая Вогеля

  • Слайд 20

     

    Отношение Вогеля для притока,

    пластовое давление ниже давления насыщения,

    P < Pb:

    Для сравнения, индикаторная кривая в видепрямой задается следующим уравнением:

  • Слайд 21

    Многофазный поток: метод Vogel, пластовое давление ниже давления насыщения

    Процедура:

    1) Значения P, Pwf и qoпо исследованиям

    2) Подсчитать (qo)max

    3) Спрогнозировать добычу нефти при различных перепадах давления и показателях Pwf

    Пример:

    Скважина добывает 30 м3/сут нефтипри Pwf = 90атм. Давление пласта Pr=110 атм. Давление насыщения Pb=120 атм. Найти дебит нефти, если Pwf = 50 атм?

    qo= 74 м3/сут, при Pwf=50 атм

    (дебит, при Pwf = 0)

  • Слайд 22

     

    Композитная кривая Дарси/Вогеля

    Когда P выше Pb, мы можем получить и поведение Дарси и поведение Вогеля (в зависимости от значения депрессии) для индикаторной кривой.

    • qmax
    • PI Pb
    • 1.8
    • q
    • 0
    • 0
    • qb
    • дебит
    • Pwf
    • Pb
    • давление
    • Pr
    • Постоянная PI
    • Поведение Вогеля

    Математическое отношение qmaxВогеляиабсолютного потенциального дебита Дарси (AOF):

    AOF

  • Слайд 23

     

    Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление выше или равно давлению насыщения

    • 1.2.
    • qmax
    • 0
    • 0
    • qb
    • дебит
    • Pb
    • давление
    • P

  • Слайд 24

     

    Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление ниже давления насыщения

  • Слайд 25

     

    Пример:Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление выше давления насыщения.

    Скважина работает соследующими параметрами:

    • qo=64 м3/сут qw=0 м3/сут Pwf=103 атм
    • Pr=200 атм S=0Pb=100 атм

    Построить индикаторную кривую Вогеля для данной скважины

    Рассчитать PI

    Рассчитать дебит qb , (дебит при Pwf= Pb=100 атм)

    Рассчитать дебит qo: при Pwf= 100, 90, 80, 70, 60, 50, 40, 30,20, 10 атм

    По рассчитанным значениям qo построить индикаторную

    кривую Вогеля

  • Слайд 26

     

    Решение примера:Построение индикаторной кривой Вогеля.

    PI = 0.66

    • qb= 66 м3/сут
    • qo при Pwf
    • 72 90
    • 78 80
    • 83 70
    • 88 60
    • 92 50
    • 95 40
    • 98 30
    • 100 20
    • 102 10
    • 103 0
    • м3/сутатм

  • Слайд 27

     

    Упражнение:Построение индикаторной кривой Вогеля.

    Скважина работает соследующими параметрами:

    • Qo = 80 м3/сут qw = 0 м3/сут Pwf = 110 атм
    • Pr = 200 атм S = 0Pb = 100 атм

    Рассчитать коэффициент продуктивности, построить индикаторные кривые Вогеля и по закону Дарси для данной скважины.

  • Слайд 28

     

    Корреляция Стендинга

    Стэндинг скорректировал индикаторную кривую Вогеля для учета Скин эффекта и вывел концепцию фактора эффективности притока – ФЭП (FE).

    Если - забойное давление неповрежденной скважины (S=0)

    - забойное давление поврежденной скважины (S>0)

    - забойное давление стимулированной скважины (S<0),

    тогда

    - поврежденная скважина (S>0),

    - неповрежденная скважина (S=0),

    - стимулированная скважина (S>0).

  • Слайд 29

     

    Корреляция Стендинга

  • Слайд 30

     

    Корреляция Стендинга

  • Слайд 31

     

    Индикаторные кривые Вогеля-Стендинга для различных значений ФЭП (FE)

  • Слайд 32

     

    Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)

  • Слайд 33

     

    Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)

  • Слайд 34

     

    Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)

  • Слайд 35

     

    Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)

  • Слайд 36

    Многофазный поток: метод Фетковича

    Закон Дарси:

    (постоянный радиальный поток)

    Феткович

    Ниже давления насыщения

    Выше давления насыщения график относительнодавленияниже Pb, Фетковичзаметил, что оно может быть выражено с помощью линейной функции вида f(p) = a2p + b2и b2может быть обоснованно сведена к нулю

    Интеграл пластового псевдодавления

  • Слайд 37

     

  • Слайд 38

     

    Индикаторная кривая по Фетковичу

  • Слайд 39

     

  • Слайд 40

     

  • Слайд 41

    Формула Дюпюи для совершенной нефтяной скважины

    • Rwf
    • Re

    .

    Разделяя переменные и интегрируя , получим:

    Тогда

    С одной стороны , с другой стороны - перевод скорости в дебит

  • Слайд 42

    Формула Дюпюи для поверхностных условий

    Удобнее пользоваться средним давлением в пласте. При этом формула Дарси примет вид:

  • Слайд 43

    Формула Дюпюи для несовершенных скважин

    .

    S – скин - фактор

  • Слайд 44

    Формула Дюпюи для газовых скважин

    Закон Дарси:

    Перевод скорости в дебит :

    Перевод дебита из пластовых условий в поверхностные условия

  • Слайд 45

    Формула Дюпюи для газовой скважины при низком давлении(P < 170 атм)

    - Для низких давлений (P < 170 атм)

    • Pe
    • Pw
    • 2
    • 2

    Форма “DP2"

    • 0 150300 450 600
    • 0.05
    • 0.04
    • 0.03
    • 0.02
    • 0.01
    • 0
    • p (атм)
    • μg z (cp)
    • интегрируем
    • осредним µZ

  • Слайд 46

    Формула Дюпюи для газовой скважины при высоких давлениях(Р>170 атм)

  • Слайд 47

    Формула Дюпюи для газовой скважины в рамках псевдодавления

  • Слайд 48

    Оценка дебита газовой скважины

    Эмпирическая форма - определение C и n по данным добычи

    Рассчитанная форма – вычисление C по данным параметров пласта

  • Слайд 49

     

    Скин - фактор

  • Слайд 50

     

    Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:

  • Слайд 51

     

    Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора

    Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт

    Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне.

    Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.

  • Слайд 52

    Повреждения при закачке

    • “Зашламованная"вода
    • Несовместимая вода

    Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить отверстия перфораций.

    Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить отверстия перфораций.

    Закачиваемая вода оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая отверстии перфораций.

  • Слайд 53

    Повреждения в результате добычи

    pwf < pb

    pr > pb

    В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне.

    В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной зоне.

  • Слайд 54

    Модель скин-эффекта

    • h
    • rw
    • kd
    • kr
    • rd
    • P'wf
    • Pwf
    • Pr
    • S > 0
    • St =
    •  P skin
    • Kh
    • 18,4 q µo Bo

    Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы

    Pwf

    S < 0

  • Слайд 55

    Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения:

    • 50
    • 100
    • 150
    • 200
    • 0,1
    • 1
    • 10
    • 100
    • 1000

    Расстояние от центра скважины, м давление, атм

    • DPskin
    • P'wf
    • Pwf
    • Pskin = 0.87 m St=(P'wf – Pwf)
    • где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера,
    • St – суммарный скин-эффект
    • St = Pskin /0.87 m =(P'wf – Pwf) /0.87 m
    • Log (r)
    • Профиль пластового давления

  • Слайд 56

     

    • St – суммарный скин-эффект- совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам:
    • St = Sd + Sp + Spp + Sturb + So +Ss + …
    • Sd – скин-эффект вследствие повреждения породы (+)
    • Sp – скин-эффект из-за перфорации (+)
    • Spp– скин-эффект вследствие частичного проникновения
    • скважины в пласт (+)
    • Sturb– скин-эффект вследствие турбуленции или скин,
    • зависящий от темпа отбора (+)
    • So–скин-эффект вследствие наклона скважины (-)
    • Ss–скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-)

    Скин-эффект вследствие повреждения породы Sdв лучшем случае может быть уменьшен до нуля (например - кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).

  • Слайд 57

    Скин-фактор и свойства призабойной зоны

    kr – проницаемость коллектора

    kd – проницаемость измененной зоны

    rd – радиус измененной зоны

    rw – радиус скважины

    Объем пласта

    • h
    • rw
    • kd
    • rd
    • kr

    Призабойная зона

    Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хопкинс построил модель скважины, как показано на рисунке.Скин-фактор может быть вычислен с помощью свойств призабойной зоны.

    Если kd < k (повреждение), скин-фактор является положительным.

    Если kd > k (интенсификация), скин-фактор является отрицательным.

    Если kd = k, скин-фактор равен 0.

  • Слайд 58

    Эффективный радиус скважины

    Если проницаемость в зоне изменения kdнамного выше, чем проницаемость пласта kr, то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом rwd- эффективный радиус скважины. rwd может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора:

    • h
    • rw
    • kd
    • kr
    • rwd

  • Слайд 59

    Минимальный скин-фактор(максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии rwd=

    rе , гдеrwd- эффективный радиусскважиныrе - радиус зоны дренирования

    Пример:

  • Слайд 60

    Геометрические скин-факторы

    Вследствие воздействия кумулятивной струи КВКЗ на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. Sp – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+)

    Стремление жидкости к перфорациям

    Уплотненная зона

  • Слайд 61

     

    • h
    • hp

    Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только

    участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)

  • Слайд 62

     

    Когда скважина входит под углом более, чем 90о, в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины.

    S - скин-фактор вследствие наклона скважины (-)

  • Слайд 63

    Геометрические скин-факторы

    Xf

    В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости.Ss–скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-)

    полудлина трещины

    • kr
    • P'wf
    • Pr
    • Pwf
    • S < 0

  • Слайд 64

    Скин-фактор и порванные пласты

    • rwd - эффективный
    • радиус
    • xf -полудлина
    • трещины
    • Площадь притока =
    • 2rwdh
    • Площадь притока = 4 xf h

  • Слайд 65

     

    Вычисление скин - фактора

  • Слайд 66

    Упражнение: расчет скин - фактора

    В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила проницаемость со 100 мД

    до 60 мД в радиусе 0,6 м. Диаметр скважины – 0,152 м. Вычислить скин – фактор.

    Для очистки призабойной зоны применили кислотную обработку при этом проницаемость восстановилась до 80% от исходной.

    Вычислить скин – фактор.

  • Слайд 67

    Пример диапазона значений скина

    Нелинейная шкала

    300

    Наибольшиие повреждения200

    100

    Гравийная упаковка 50

    10

    0

    Высок. проницаем.разрыв -1

    (ГРП для высокопроницаемых коллекторов) -2

    -3

    “Обычный" разрыв с -4

    использованиемпроппанта -5

    -6

    Массивн.гидравлич. разрыв. -7

    Frac Pack

    Кислотнаяобработка

  • Слайд 68

    Гидравлический разрыв

    Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин в пласте

    Трещина увеличивается в длину, высоту и ширину путем закачки смеси флюида и проппанта под высоким давлением

  • Слайд 69

     

    • Песок с проппантом
    • Помпа
    • Устье скважины
    • НКТ
    • проппант
    • Флюид для ГРП
    • Залежь
    • Флюид
    • Смеситель
    • Трещина

  • Слайд 70

    Причины проведения ГРП

    Увеличение добычи

    Запасы:

    • Ускорить извлечение

    Новый пласт:

    ения в призабойной зоне

    Увеличить эффективный радиус скважины

    радиус скважины

    rэф= 0.1 м (или меньше)

    При ГРП (S = -3)

    rэф= 2 м

    1

    20

  • Слайд 71

     

    Соединение линзообразных резервуаров

    Причины проведения ГРП

  • Слайд 72

     

    Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП

    Причины проведения ГРП

  • Слайд 73

     

    • Использование трещиноватых коллекторов
    • Параллельные Трещины
    • Ортогональные Трещины

    Причины проведения ГРП

  • Слайд 74

     

    • Соединение расслоенных формаций
    • Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков
    • Продуктивный Интервал,
    • стимулированный кислотной обработкой
    • Продуктивный Интервал,
    • стимулированный ГРП

    Причины проведения ГРП

  • Слайд 75

    Скин – фактор послеГРП

    Создается давление в пласте, вызывающее образование трещины

    Проппант или кислота закачиваются в созданную трещину

    Модель основывается на понятии о едином плоском разрыве

    Безразмерная проводимость трещины FCD зависит от разницы проницаемостей проппанта и пласта. FCD это отношение способности трещины пропускать поток к возможности пласта этот поток поставлять в трещину

    Неограниченная проводимость (FCD>10)

    Ограниченная проводимость (FCD<10)

    kf - проницаемость проппанта (мД)

    k - проницаемость пласта (мД)

    w - ширина трещины (м)

    xf - полудлина трещины (м)

  • Слайд 76

    Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России

    Время наступления псевдоустановившегося режима

    Безразмерное время

    A=re2

    Находим безразмерное давление PD (по корреляциям для месторождений России)

    Находим скин - фактор

  • Слайд 77

    Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторожденийРоссии

  • Слайд 78

    Расчет скин-фактора

  • Слайд 79

    Упражнение : расчет скин - фактора

    1.Даны параметрыГРП:

    • Проницаемость проппанта kf = 430Д
    • Проницаемость пластаk = 7,8мД
    • Эффективная толщина пласта h = 19.8м.
    • Полудлина трещиныxf = 60 м
    • Ширина трещины wf =0.008 м

    2. Даны параметры скважины:

    • Вязкостьнефтиµ= 1,36 сПз
    • Коэффициент сжимаемости Ct= 0,000294 атм-1
    • Пористость = 0,15
    • Радиус контура дренирования re= 500 м
    • Радиус скважины rw = 0,1 м

    3. Вычислить безразмерную проводимость трещины, оценить является ли проводимость трещины ограниченной или неограниченной.

    4. Вычислить скин – фактор.

    Данные по скважине 6186 Приобского месторождения, пласт А11

  • Слайд 80

    Гидравлический разрыв

    В пластах с низкой проницаемостью, к<1 мД

    Требуются глубоко проникающие (длинные) трещины

    Кислотные или расклинивающие наполнители закачиваются на большее расстояние от скважины

    В пластах с высокой проницаемостью, к > 50 мД

    Требуются высокопроводимыекороткие трещины

    Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи

    Стимуляция призабойной зоны

    В пластах со средней проницаемостью, 1< к < 50 мД

    – Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП более 4-5 тысяч мД·м

  • Слайд 81

    Увеличение добычи после ГРП для различных длин трещин

    • 30%
    • 100%
    • 90%
    • 80%
    • 70%
    • 10%
    • 20%
    • 40%
    • 50%
    • 60%
    • 2
    • 4
    • 5
    • 6
    • X
    • r
    • f
    • e
    • 3

    Высокопроницаемые Пласты

    Низкопроницаемые Пласты

    • 10
    • 10
    • 10
    • 10
    • 10
    • 14
    • 12
    • 10
    • 8
    • 6
    • 4
    • 2

    Степень Увеличения

    Добычи

    Теоретически Скин-фактор достигает - 7,76

    Относительная проводимость

  • Слайд 82

    Выводы из статьи «Большие дебиты после эффективного ГРП в России»(Джо Мак - ЮКОС, Дон

    Уолкотт - ЮКОС, Михаил Холодов – ЮКОС):

    В то время как дебит типичной сибирской скважины 5 мД при умеренном скине составляет ~ 20 м3/сут, эта же скважина, эффективно простимулированная, даст до 175 м3/сут в зависимости от забойного давления, создаваемого системой мехдобычи.

    На скважинах с проницаемостями от 20 до 50 мД после эффективного ГРП и с соответствующей системой мехдобычи можно ожидать дебиты от 500 до 1200 м3/сут.

    При проницаемости пласта более 5 мД в России проводимость трещины kfwfГРП должна быть не меньше 1500 мД*м.

    Традиционные ГРП неэффективны на средних проницаемостях российских коллекторов. С особым вниманием надо следить за тем, чтобы в Россию не просочились низкопроницаемые работы ГРП из Северной Америки.

  • Слайд 83

     

    Остаточный скин, создаваемый в результате проведения ГРП, рассчитывается путем определения pDпо типовым кривым в момент достижения псевдоустановившегося режима.

    Необходимы ГРП на основе технологии концевого экранирования. Требуется очень высокая проводимость трещины kfwf ГРП для эффективного проведения работ в пластах средней проницаемости.

    По окончании периода неустановившегося режима можно применять закон Дарси с отрицательным скином для расчета притока. Для расчета притока при давлениях ниже давления насыщения необходимо использовать поправку Вогеля.

    Каждый ГРП должен рассчитываться индивидуально с использованием конкретных данных со скважины для получения правильной стимуляции. Эффективная геометрия трещин ГРП очень чувствительна к изменениям проницаемости в коллекторах средней проницаемости.

  • Слайд 84

    Корреляция Пратса

    Из графика по вычисленному значению FCDнаходим отношение

    Находим скин - фактор

  • Слайд 85

     

    Корреляция Пратса

  • Слайд 86

    Влияние контура питания на значения минимально возможного скина

  • Слайд 87

    Форм-факторы

    Радиальный пласт

    Каково уравнение для нерадиального пласта?

  • Слайд 88

     

    форм-фактор по Диетцу

  • Слайд 89

     

    форм-фактор по Одеху

  • Слайд 90

     

    Скин, вызванный формой пласта и расположением скважины по Феткович-Вьеноту

  • Слайд 91

    Отношения форм-факторов

  • Слайд 92

    Форм-факторы

    • 3
    • 4
    • 1
    • 1/3
    • 60°
    • CA tDA
    • 31.6200 0.100
    • 31.6000 0.100
    • 27.6000 0.200
    • 27.100 0.200
    • 21.900 0.400
    • 0.0980 0.900
    • 30.8828 0.100
    • CA tDA
    • 12.9851 0.700
    • 4.5132 0.600
    • 3.3351 0.700
    • 21.8369 0.300
    • 10.8374 0.400
    • 4.5141 1.500
    • 2.0769 1.700

  • Слайд 93

    Упражнение

    Скважину пробурили ближе к точке пересечения 2-х разломов, чем к центру пласта. Рисунок показывает расположение скважины на основе обработанных геологических данных. Такое неудачное расположение скважины приведет к низкому дебиту.

    Рассчитайте положительный скин-фактор, связанный с неудачным расположением скважины

    • Разлом
    • Разлом
    • Краевая вода
    • Скважина

  • Слайд 94

    Порядок расчета форм - фактора

    Находим СА,Оd, соответствующее геометрии контура питания.

    Вычисляем скин форм – фактора

  • Слайд 95

     

    ПРОНИЦАЕМОСТЬ

  • Слайд 96

     

    ПРОНИЦАЕМОСТЬ

    - способность породы пласта пропускать флюид

    Абсолютная проницаемость – проницаемость породы, заполненной одним флюидом (водой или нефтью). Не зависит от насыщающего флюида.

    Эффективная проницаемость (фазовая) – проницаемость породы для отдельно взятого флюида (Ko, Kw), когда число присутствующих в породе фаз больше единицы. Эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения (степени насыщенности флюидов и их физико-химических свойств). В законе Дарси используется эффективная проницаемость.

    Относительная проницаемость (Kro, Krw) – отношение эффективной проницаемости (Ko, Kw) к эффективной проницаемости по нефти, замеренной в породе, насыщенной только связанной водой (Ko Swir).

    Kro = Ko/Ko SwirKrw = Kw/Ko Swir

  • Слайд 97

     

    Источники данных о проницаемости :

    • Лабораторные исследования на образцах пористой среды (керна), в условиях максимально приближенных к пластовым.
    • Гидродинамические исследования.
    • Использование данных о схожем пласте.
    • Математические модели (эмпирические зависимости).
    • Корреляционные зависимости по данным ГИС.

  • Слайд 98

     

    Лабораторные методы определения проницаемости

    Проницаемость породы определяется при фильтрации флюидов через керн. Для оценкипроницаемости пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации флюида в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:

    • V = Q / F = K P /  L K = Q  L / P F
    • V – скорость линейной фильтрации, (см/с)
    • Q – объемный расход флюида в единицу времени, (см3/с)
    •  – вязкость флюида, (сП)
    • P – перепад давления, (атм)
    • F – площадь фильтрации, (см2)
    • L – длина образца, (см)
    • K – проницаемость, (мД).
    • КЕРН
    • L
    • F
    • ФЛЮИД
    • ( Q, , P1 )
    • ФЛЮИД
    • ( Q, , P2 )

  • Слайд 99

     

    Для определенияАБСОЛЮТНОЙ проницаемости через экстрагированный (в породе отсутствуют связанные флюиды) керн фильтруется жидкость, инертная к породе (керосин).

    • КЕРН
    • L
    • F
    • инертный флюид
    • (керосин)
    • инертный флюид
    • (керосин)

  • Слайд 100

     

    Для определенияЭФФЕКТИВНОЙ проницаемости через керн совместно фильтруются нефть и вода. Определение эффективных проницаемостей проводится на нескольких режимах, но не менее пяти (0%, 25%, 50%, 75%, 100% воды в потоке).

    • КЕРН
    • нефть
    • +
    • вода
    • F
    • L
    • нефть
    • +
    • вода
    • связанная вода
    • ( Swir )
    • остаточная нефть
    • ( Sor )

    Величиныэффективных проницаемостей рассчитываются по формулам:

    Ko = Qo o L / P F Kw = Qw w L / P F, где индекс «o» - нефть (oil), «w» - вода (water).

  • Слайд 101

     

    Эффективная проницаемость для каждой отдельной фазы, и сумма эффективных проницаемостей меньше, чем абсолютная проницаемость.

    Пример: Определение абсолютной и эффективной проницаемостей.

    Предположим керн насыщен на 100% и промывается водой. Данные по керну следующие:

    F = 2.5 cм2; L = 3.0 cм; Qw = 0.6 см3/с; р = 2 кгс/см2; w = 1.0 сП

    К = Q  L / P F =0.6 * 1 * 3 / 2 * 2.5= 360 мД

    Тот же керн насыщен 100% нефтью:

    o= 2.7сП; Qo= 0.222 см3/с;

    К = Q  L / P F =0.222 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5= 360 мД

    Тот же керн с водонасыщенностью 70 % и нефтенасыщенностью 30 %

    Qo= 0.027 см3/с; Qw = 0.48 см3/с;

    Кo = Qoo L / P F =0.027 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5= 44 мД

    Кw = Qww L / P F =0.48 * 1 * 3 / 2 * 2.5= 288 мД

    44 + 288 < 360

  • Слайд 102

     

    Относительная проницаемость указывает на способность нефти и воды одновременно течь в пористой среде.

    Значения относительных проницаемостей для нефти и воды (Kro, Krw) рассчитывают как отношение соответствующих эффективных проницаемостей (Ko, Kw) к эффективной проницаемости по нефти, замеренной в породе, насыщенной только связанной водой (Ko Swir).

    Kro = Ko/Ko SwirKrw = Kw/Ko Swir

    Пример: Определение относительнойпроницаемости.

  • Слайд 103

     

    Для чего нужна относительная проницаемость?

    Пример :Исходные данные по скважинам одного месторождения:

    Скважина №1 Скважина №2 Скважина №3

    Эффективная проницаемость по нефти на момент открытия месторождения

    Ko1(Swir)=18 мД. Ko2(Swir)=12 мД. Ko3(Swir)=16 мД.

    Зависимость эффективной проницаемости нефти от водонасыщенности (лабораторные исследования)

    Определить эффективную проницаемость нефти по скважине №3 при достижении водонасыщенности 0.5?

    ?

  • Слайд 104

     

    Для чего нужна относительная проницаемость?

    Решение примера :

    Приведем ось проницаемости графиков по скважинам №1 и №2 к единой безразмерной шкале. Для этого, разделим соответствующие эффективные проницаемости (Ko1, Ko2,при Sw от 0 до1)на значения эффективных проницаемостей при насыщенности связанной водой (Ko1Swir=18 мД, Ko2Swir=12мД). По полученным результатам построим усредненную кривую, определяющую зависимость относительной проницаемости нефти от водонасыщенности для данного месторождения.

    Эффективная проницаемость по скважине №3 при водонасыщенности 0.5, Ko3(Sw=0.5) = Kro(Sw=0.5) * Ko3(Swir) = 0.43 * 16 = 6.88 мД.

    Относительная проницаемость нефтипри водонасыщенностиSw = 0.5, Kro(Sw=0.5) = 0.43

  • Слайд 105

     

    Для чего нужна относительная проницаемость?

    Использование относительной проницаемости позволяет унифицировать зависимости эффективной проницаемости от водонасыщенности, путем приведения к единойбезразмерной шкале.

  • Слайд 106

     

    Поскольку эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения, относительная проницаемость также является функцией флюидонасыщенности.

    Кривые относительной проницаемости (Киняминское месторождение)

  • Слайд 107

     

    Стандарт по проницаемости (FDP,НК «ЮКОС»)

    В расчетах используется эффективная проницаемость (не абсолютная)

    Относительная нефтепроницаемость в условиях насыщенности связанной водойравна 1,0(Kro Swir = 1)

    Начальная водонасыщенность (связанная вода) Swir < 0,4

    Остаточная нефтенасыщенность Sor 0,3

    1,5 < Exw < 3,0 1,0 < Exo < 2,5

  • Слайд 108

     

    Упражнение : (по теме «Проницаемость»)

    На месторождении планируется пробурить новую скважину.

    По данному месторождению известно (лабораторные исследования и т.д.):

    Swir = 0.3 Ko(Swir) = 10 Exo = 2

    Sor = 0.2 Kw(Sor) = 3 Exw = 2.5

    H (мощность пласта) = 10 м. o = 0.96 сП. Bo = 1.228

    Pr(пластовое) = 250 атм. Pwf (забойное) = 50 атм.

    Skin = - 4,5 Re(радиус дренирования)= 500 м. Rw(радиус скважины)= 0.1 м.

    Построить кривые относительных проницаемостей (интервал по оси водонасыщенности = 0,1).

    Определить потенциальный дебит нефти по данной скважине при обводненности 25%, 50%, 100%.

    Pr

Посмотреть все слайды
Презентация будет доступна через 15 секунд