Содержание
-
Основы разработки нефтяных месторождений
(28.04 – 30.04.2003 г.)
-
Программа курса «Разработка месторождений»(28.04-30.04.2003г.)
-
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ
СКВАЖИН
-
- 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.
-
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)
-
Закон Дарси является одним из самых главных уравнений в разработке месторождений.
Пример : Определение дебита скважины (qo) по закону Дарси.
qo = 114 м3/сут.
-
-
Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.
Влияние величины Kh:
Уменьшение в два раза значения Kh снижает дебит на 50% (при данных условиях).
-
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.
-
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.
-
Пример : Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.
Влияние вязкости нефти (mo):
Увеличение в два раза значения вязкости (mo) снижает дебит на 50%.
-
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).
-
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)
-
Коэффициент продуктивности (PI)
Коэффициент продуктивности (PI) – абсолютное значение наклона индикаторной кривой (IPR).
Используя коэффициент продуктивности можно рассчитать дебит.
-
Пример : Построение индикаторной кривой (IPR).
Рассчитать максимальный теоретический дебит (qo max).
Построить индикаторную кривую (IPR).
Определить коэффициент продуктивности (PI).
-
Решение примера: Построение индикаторной кривой (IPR).
Pr = qomax
-
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
-
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
-
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
-
Отношение Вогеля для притока,
пластовое давление ниже давления насыщения,
P < Pb:
Для сравнения, индикаторная кривая в видепрямой задается следующим уравнением:
-
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)
-
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
-
Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление выше или равно давлению насыщения
- 1.2.
- qmax
- 0
- 0
- qb
- дебит
- Pb
- давление
- P
-
Построение индикаторной кривой Вогеля, пластовое давление ниже давления насыщения
-
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
-
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
-
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.
-
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).
-
Корреляция Стендинга
-
Корреляция Стендинга
-
Индикаторные кривые Вогеля-Стендинга для различных значений ФЭП (FE)
-
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
-
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
-
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
-
Методика построения индикаторной кривой по уравнению Вогеля – Стендинга (FE#l)
-
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
-
-
Индикаторная кривая по Фетковичу
-
-
-
Формула Дюпюи для совершенной нефтяной скважины
- Rwf
- Re
.
Разделяя переменные и интегрируя , получим:
Тогда
С одной стороны , с другой стороны - перевод скорости в дебит
-
Формула Дюпюи для поверхностных условий
Удобнее пользоваться средним давлением в пласте. При этом формула Дарси примет вид:
-
Формула Дюпюи для несовершенных скважин
.
S – скин - фактор
-
Формула Дюпюи для газовых скважин
Закон Дарси:
Перевод скорости в дебит :
Перевод дебита из пластовых условий в поверхностные условия
-
Формула Дюпюи для газовой скважины при низком давлении(P
- 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
-
Формула Дюпюи для газовой скважины при высоких давлениях(Р>170 атм)
-
Формула Дюпюи для газовой скважины в рамках псевдодавления
-
Оценка дебита газовой скважины
Эмпирическая форма - определение C и n по данным добычи
Рассчитанная форма – вычисление C по данным параметров пласта
-
Скин - фактор
-
Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
-
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.
-
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.
-
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.
-
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
-
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
-
- 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).
-
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.
-
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
-
Минимальный скин-фактор(максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии rwd=
rе , гдеrwd- эффективный радиусскважиныrе - радиус зоны дренирования
Пример:
-
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
-
- h
- hp
Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только
участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)
-
Когда скважина входит под углом более, чем 90о, в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины.
S - скин-фактор вследствие наклона скважины (-)
-
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
-
Скин-фактор и порванные пласты
- rwd - эффективный
- радиус
- xf -полудлина
- трещины
- Площадь притока =
- 2rwdh
- Площадь притока = 4 xf h
-
Вычисление скин - фактора
-
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.
-
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
-
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
-
- Песок с проппантом
- Помпа
- Устье скважины
- НКТ
- проппант
- Флюид для ГРП
- Залежь
- Флюид
- Смеситель
- Трещина
-
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
-
Соединение линзообразных резервуаров
Причины проведения ГРП
-
Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП
Причины проведения ГРП
-
- Использование трещиноватых коллекторов
- Параллельные Трещины
- Ортогональные Трещины
Причины проведения ГРП
-
- Соединение расслоенных формаций
- Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков
- Продуктивный Интервал,
- стимулированный кислотной обработкой
- Продуктивный Интервал,
- стимулированный ГРП
Причины проведения ГРП
-
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)
-
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
-
Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторожденийРоссии
-
Расчет скин-фактора
-
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
-
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
-
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
-
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.
-
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.
-
Корреляция Пратса
Из графика по вычисленному значению FCDнаходим отношение
Находим скин - фактор
-
Корреляция Пратса
-
Влияние контура питания на значения минимально возможного скина
-
Форм-факторы
Радиальный пласт
Каково уравнение для нерадиального пласта?
-
форм-фактор по Диетцу
-
форм-фактор по Одеху
-
Скин, вызванный формой пласта и расположением скважины по Феткович-Вьеноту
-
Отношения форм-факторов
-
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
-
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
-
Порядок расчета форм - фактора
Находим СА,Оd, соответствующее геометрии контура питания.
Вычисляем скин форм – фактора
-
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
-
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
-
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.
-
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 )
-
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)
-
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).
-
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 = Qoo L / P F =0.027 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5= 44 мД
Кw = Qww L / P F =0.48 * 1 * 3 / 2 * 2.5= 288 мД
44 + 288 < 360
-
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.
-
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?
?
-
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
-
Для чего нужна относительная проницаемость?
Использование относительной проницаемости позволяет унифицировать зависимости эффективной проницаемости от водонасыщенности, путем приведения к единойбезразмерной шкале.
-
Поскольку эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения, относительная проницаемость также является функцией флюидонасыщенности.
Кривые относительной проницаемости (Киняминское месторождение)
-
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
-
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
Нет комментариев для данной презентации
Помогите другим пользователям — будьте первым, кто поделится своим мнением об этой презентации.