Разделы презентаций
- Разное
- Английский язык
- Астрономия
- Алгебра
- Биология
- География
- Геометрия
- Детские презентации
- Информатика
- История
- Литература
- Математика
- Медицина
- Менеджмент
- Музыка
- МХК
- Немецкий язык
- ОБЖ
- Обществознание
- Окружающий мир
- Педагогика
- Русский язык
- Технология
- Физика
- Философия
- Химия
- Шаблоны, картинки для презентаций
- Экология
- Экономика
- Юриспруденция
КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ
Содержание
- 1. КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ
- 2. КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ, УМНЫЕ СКВАЖИНЫ
- 3. Традиционная схема гидропрослушиванияВозмущающая скважина
- 4. 20.019.6
- 5. ΔPΔP, Qtt112Q0Q1t03Изменение давления в реагирующей скважине после
- 6. Обратная задача ГДИС в общей постановке
- 7. Анализ промысловых исследований, как элемент ГДИСКонтроль истощения залежи (формирование зоны истощения) t2t3t4
- 8. q(t)p(t)Q(0)tp,qХарактер изменения давления и дебита при истощении залежи Р(0)=Рпл
- 9. Теоретические основы анализа падения дебита «Decline
- 10. Эмпирическое уравнение (Arps) расчета падения дебита в залежи b=1 B, Di - Эмпирические коэффициенты
- 11. Теоретические основы анализа падения дебита «Decline Analysis» Типовые кривые Арпса
- 12. Теоретические основы анализа падения дебита «Decline Analysis»
- 13. Приближенное уравнение (Fetkovich) для расчета падения дебита
- 14. Теоретические основы анализа падения дебита «Decline Analysis»
- 15. tDqDqdD=f(qD)tdD=f(tD)Переход к безразмерным координатам qdD,t dD
- 16. Типовые кривыеРезультаты измеренийqtИспользование типовых кривых Fetkovich для определения параметров пласта
- 17. Скин фактор rwa=f(s)ПроницаемостьРадиус резервуараСтандартные ГДИС
- 18. Теоретические основы анализа падения дебита «Decline Analysis» Типовые кривые ФетковичаqDd QDd tDd
- 19. Теоретические основы анализа падения дебита «Decline Analysis»
- 20. Теоретические основы анализа падения дебита «Decline
- 21. Приведенный накопленный дебитИнтегральная функция накопленного дебитаДифференциальная функция накопл. дебита
- 22. Реализация Decline-анализа в ПО Topaze (KAPPA)Суммарная добычаДебитДавление на забоеLOG-LOG анализ (NPI)Интегральный метод БлассингеймаМетод Фетковича
- 23. Анализ результатов синхронных измерений забойного давления и
- 24. Оценка начального давления
- 25. Контроль работ по оптимизации депрессии
- 26. РсРплIIIIIIIYОпределение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по
- 27. Текущий дебит жидкостиНакопленный дебит жидкостиПластовое давлениеЗабойное давлениеОпределение
- 28. Определение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по
- 29. Определение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по
- 30. Определение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по
- 31. Обобщение результатов ГДИС по площади
- 32. Масштабы определения проницаемостиКЕРН – Микро10-210-1мГДИС – Макроn10n102 м RкпГДИС – Мега(межскважинные)n102n103м
- 33. Определение ФЕС и скин-фактора в ограниченном по пространию пласте
- 34. P[бар]Q[м3/сут]tQм3IНакопленный дебит жидкостиТекущийдебит жидкостиЗабойное давлениеПластовое давлениеОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте
- 35. 12,2*1*Q[м3/сут]Qм3tОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию
- 36. lnP, lnP12fP(lnt)Радиальный режимRoОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте Режим истощения
- 37. 1234P[бар]Q[м3/сут]tQм3ItОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте
- 38. lnP, lnP12fP(lnt)RoОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по
- 39. 1234P[бар]Q[м3/сут]Qм3t
- 40. 1,1*2,2*Q[м3/сут]Qм3tСопоставление результатов измерения (точки) и прогноза (сплошные
- 41. Проблема неоднозначности интерпретацииS1S2S3Pav1Pav2Pav3Гипотеза неограниченной залежис переменным S-факторомГипотеза ограниченной залежис переменным S-факторомИзменение скин-фактораПадение пластового давленияОдинаковое поведение РЗАБ
- 42. Способы оценки текущего пластового давленияПьезометрыПериодические стандартные ГДИСПериодические оценки коэффициента продуктивности (КПРОД)
- 43. Построение псевдо-индикаторной диаграммы P-QМетод Яковлева не работает!РQРQВ
- 44. Методика совместной обработки КСД+КВУТомск, май 2011PiPavP1P2P3PQ=0QКСД1КВУКСД2Q
- 45. 11*Типовые кривые КВУ. Влияние скин-фактора (шифр кривых)
- 46. Результаты совместной обработки КСД+КВУQ[м3]PtQ[м3/сут]КСД1КВУКСД2
- 47. RlnP, lnPRoКпр=0.5 мД НАЧАЛЬНЫЙ ИНТЕГРАЛЬНЫЙ S= -5.6.Результаты совместной обработки КСД+КВУ
- 48. lnP, lnPR R fP(lnt)FP(lnt)ТЕКУЩИЕ ПАРАМЕТРЫ:S=-5.5РПЛ на ВНК
- 49. ПРОГНОЗ ДОБЫЧИQ=F(P)PtQ[м3/сут]РЗАБ=CONSTРезультаты совместной обработки КСД+КВУ
- 50. КВУ после СКОСКОКВУКСДРезультаты совместной обработки КСД+КВУ
- 51. НАЧАЛЬНЫЙ ИНТЕГРАЛЬНЫЙ СКИН-ФАКТОР -6.3Результаты совместной обработки КСД+КВУКВУ после СКО
- 52. lnP, lnPfP(lnt)S(КСД)=-6.3S(КВУ)=-5.5Результаты совместной обработки КСД+КВУКВУ после СКО
- 53. Влияние нагнетательных скважинИнтерпретация без учета влияния границ постоянного давленияИнтерпретация с учетом влияния границ постоянного давленияR
- 54. 16493_41Влияние нагнетательных скважин
- 55. Скв. 11291, пласты 10_1 Скважина 11291 пущена
- 56. Начало реакции в скважине 23543 (08.01.2011)Начало стабильного
- 57. Комплексный анализ взаимовлияния скважин !!!!!!К = 1.9 мДPпл = 160 атм
- 58. Аномальное влияние нагнетательных скважин Плавный рост давления,
- 59. Секторная модель с совмещениемпо реагирующей скважинеСовмещение давления и дебита реагирующей скважиныСекторная модельРоль секторного моделирования
- 60. Выбор участка для анализа взаимодействияСбор информации по
- 61. Анализ добычи в основных диагностических масштабах для
- 62. Роль секторного моделированияУчасток 3D-модели месторожденияСимуляция нагнетания с
- 63. Построение секторной модели в ПО TopazeПористостьДерево загруженных
- 64. ГПД отсутствуетВлияние нагнетательных скважинНевозможность совмещения по реакции
- 65. Изменение направления распространения трещин. Угроза обводнения скважин в добывающих рядах (Куст 16)11199111791126011240
- 66. Многократные циклические тесты для контроля мероприятий по
- 67. Сопоставление циклов КСД и КВУ07.2011г. Интегральный скин-фактор
- 68. После СКО скин-фактор трещины восстановился практически до
- 69. Дебит жидкостиДавлениеНакопленная добычаQРТРДинамика скин-фактораКпр=1мДГлушение скважины СКО.DQ =
- 70. Предложения по коррекции нагнетанияНачало нагнетания 1625616405, 16406 стабилизация давления 16405, 16406 рост дебита без роста обводнености
- 71. Предложения по коррекции нагнетанияНачало нагнетания 1653616847Мгновенный рост
- 72. Предложения по коррекции нагнетанияНачало нагнетания 1648816489 рост
- 73. Предложения по коррекции нагнетанияНачало нагнетания 1650216552 рост
- 74. Сопоставление годового прогноза добычи по скважине 16405
- 75. Добыча, раннее обводнениеДобыча, позднее обводнениеДополнительно добытая нефть
- 76. Экономическая эффективность анализа2740023100ΔQсум = 4300 т нефти
- 77. Рекомендация усиления ППДПосле усиления закачкиГраница
- 78. Граница постоянного давления1878S=-5.518791894Граница постоянного давления отсутствует.Режим истощения. Рекомендация ослабления ППД2010 год
- 79. 2011 годРекомендация не была выполненаПодтверждение данного прогноза.При
- 80. Эффект оптимизацииФактЭффект прорыва нагнетаемой водыЗа 1 год
- 81. Рекомендация ослабления ППДГраница постоянного давления,
- 82. Комплексный анализ взаимовлияния скважин по кусту (сектору
- 83. . Схема сектора вокруг скважины 30525. Сводный
- 84. АС 10.0АС 10.1По данным ПГИ более 90%
- 85. Р (атм)Секторная модель участка вблизи скв. 30525.
- 86. Проницаемость ~1.0 мДСредняя эффективная толщина 19.0 мКоэффициент проводимости 1.9 Д*смПолудлина
- 87. Куст характеризуется крайне низкими фильтрационными свойствами и
- 88. Q = 43 м3/сут, Рзаб.= 446 кг/см2КПДКПД нагнетательных скважин
- 89. 200150100 50 0 27.05.2011
- 90. 300,**200,**100,** 012.2009 06.2010
- 91. КСДIIКСДIIIКСДIYКСДYКСДI f(lnt)б)P[ бар]а)12QPPРезультаты гидродинамических исследований
- 92. 250200150100 50 0********** **P[ бар]Q[м3/сут]100 50
- 93. Скачать презентанцию
КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ, УМНЫЕ СКВАЖИНЫ
Слайды и текст этой презентации
Слайд 1КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
УМНЫЕ СКВАЖИНЫ
Управление геофизических и гидродинамических исследований
проф. Кременецкий
М.И.
Слайд 4
20.0
19.6
19.2
18.8
20.0
19.9
19.8
19.7
0
500 1000 1500 0 500 1000 1500
Р[МПа]
Р[МПа]
t[час]
t[час]
100
200
300
500
500
300
200
100
а)
б)
Аномалия гидропрослушивания в реагирующей скважине в нефтяном пласте
Проницаемость пласта 10 мД 100мД
Толщина пласта 10м, дизайн исследования включает цикл работы скважины длительностью 240 сут. с дебитом 30 м3/сут. и последующую длительную остановку. Шифр кривых – расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами
Слайд 5ΔP
ΔP, Q
t
t1
1
2
Q0
Q1
t0
3
Изменение давления в реагирующей скважине после пуска возмущающей скважины
1
- изменение дебита в возмущающей скважине; 2, 3 - изменение
давления в реагирующей скважине (2 – в неработающей, 3 – в кратковременно простаивающей), t1 – условная точка начала реагирования
Слайд 7Анализ промысловых исследований, как элемент ГДИС
Контроль истощения залежи (формирование зоны
истощения)
t2
t3
t4
Слайд 9Теоретические основы анализа падения дебита
«Decline Analysis»
Приближение Арпса, 1945
(Arps
J.J. Analisys of Decline Curves Trans AIME)
аппроксимация кривой изменения
дебита во времени аналитической гиперболической функцией Допущение о постоянстве забойного давления Рwf=const
q(0)- дебит, соответствующий начальному времени t=0,
«Di» и «b»- эмпирические коэффициенты (0
Слайд 10Эмпирическое уравнение (Arps) расчета падения дебита в залежи
b=1
B,
Di - Эмпирические коэффициенты
Слайд 12Теоретические основы анализа падения дебита
«Decline Analysis»
Феткович, 1987
(Fetkovich M.J.
and oth «Decline-Curve Analysis Using Type Curves-Case Histories, Paper SPE
13169, Dec 1987)Приближенное аналитическое решение задачи, о дренировании ограниченной залежи при постоянном (!!!) давлении на забое скважины:
Pwf –забойное давление CONST!
Pi – начальное пластовое давление
Npi – объемные упругие запасы в залежи /максимальный накопленный дебит
q(0)max – максимально возможный дебит при Pwf =0
Di
Слайд 13Приближенное уравнение (Fetkovich) для расчета падения дебита в залежи
Текущий
дебит
Начальный дебит (t=0)
Начальный абсолютно свободный дебит (t=0)
Забойное давление (const!)
Начальное
давление (const!) Запасы
нефти приведенные
к условиям
устья
Di
Слайд 14Теоретические основы анализа падения дебита
«Decline Analysis»
объемные упругие запасы в
залежи
Величина расхода при предельной депрессии :
P=Pi-Pwf=Pi,
может быть определена
с помощью уравнения Дюпюидебит на стенке скважины считается переменным во времени, но текущее значение дебита связывается со стационарным распределением давления
МЕТОД ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ СМЕНЫ СТАЦИОНАРНЫХ СОСТОЯНИЙ !!!
Слайд 16Типовые кривые
Результаты
измерений
q
t
Использование типовых кривых Fetkovich
для определения параметров пласта
Слайд 18Теоретические основы анализа падения дебита
«Decline Analysis»
Типовые кривые Фетковича
qDd
QDd
tDd
Слайд 19Теоретические основы анализа падения дебита
«Decline Analysis»
Блассингейм, 1986
(T.A. Blassingame, W.J.Lee
Variable-Rate Reservior Testing, Paper SPE, 12028,1986 )
Учет изменения давления и
дебита одновременноаналог времени для постоянного дебита
СПОСОБ МАСШТАБИРОВАНИЯ !!!
Слайд 20Теоретические основы анализа падения дебита
«Decline Analysis»
Типовые кривые Блассингейма
NPI
(normalized pressure integral)
* Реализованы для всех существующих моделей системы «скважина-пласт»
Слайд 21Приведенный накопленный дебит
Интегральная функция накопленного дебита
Дифференциальная функция накопл. дебита
Слайд 22Реализация Decline-анализа в ПО Topaze (KAPPA)
Суммарная добыча
Дебит
Давление на забое
LOG-LOG анализ
(NPI)
Интегральный метод Блассингейма
Метод Фетковича
Слайд 23Анализ результатов синхронных измерений забойного давления и дебита за период
09.2007 - 07.2008 г.
Мониторинг забойного давления стационарными датчиками на приеме
насосаДебит
Давление на забое
Слайд 26Рс
Рпл
I
II
III
IY
Определение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по пространию пласте
Измерения
сразу после запуска скважины в эксплуатацию, после оценки начального Рпл
Текущий
дебит жидкостиНакопленный дебит жидкости
Забойное давление
В начале исследования (интервал I) давление в скважине (Рс) было больше пластового (Рпл)- скважина была заглушена. До запуска ЭЦН в скважина была освоена (цикл II) и была обеспечена гидродинамическая связь скважины с пластом. Долговременное КВУ после освоения (цикл III), позволило измерить начальное пластовое давление. Это обеспечило достоверную оценку ФЕС и скин-фактора (цикл IY).
Слайд 27Текущий дебит жидкости
Накопленный дебит жидкости
Пластовое давление
Забойное давление
Определение ФЕС и скин-фактора
в неограниченном по пространию пласте
Измерения сразу после запуска скважины
в эксплуатацию, после оценки начального РплЕще один пример когда начальное давление запуска выше реального Продолжительность исследования составила 1200 часов и давление на глубине установки датчика снизилось со 223 до 37 атм. Дебит жидкости менялся от 90 до 26 м3/сут. В скважине предварительно была выполнена стимуляция пласта гидроразрывом. Значение пластового давления по данным замера после проведения ГРП составило примерно 270 атм. на глубине ВНК.
Слайд 28Определение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по пространию пласте
Измерения
сразу после запуска скважины в эксплуатацию, после оценки начального Рпл
Однородный
пласт с трещиной неограниченной проводимости. Малые размеры трещины обуславливают отсутствие линейных потоков и быстрый выход на псевдорадиальный режим течения. Влияние границ практически не ощущается. Интерпретация выполнена для модели однородного пласта, вскрытого трещиной неограниченной проводимости. Проницаемость пласта 1.2 мД, интегральный скин-фактор -4.9, полудлина трещины 48м, скин-фактор трешины 0.5, коэффициент продуктивности 0.1 м3/сут атм
Слайд 29Определение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по пространию пласте
Пример
комплексного использования результатов измерений датчиками ТМС и данных мониторинга запуска
скважины и ее вывода на режимВ данном случае датчиком хорошо отслежен пуск (данные внутри овала), измерения при ВНР помогли увеличить время (глубиность) исследования
Общая продолжительность исследования составила 280 часа. За время стабилизации давления Рзаб. на глубине установки датчика снизилось с 183 до 15 атм. Дебит жидкости снижался в диапазоне 90-44 м3/сут. Средняя обводненность продукции скважины составляет 95%, соответственно, интерпретация выполнена с учетом свойств воды.
Слайд 30Определение ФЕС и скин-фактора в неограниченном по пространию пласте
Пример
комплексного использования результатов измерений датчиками ТМС и данных мониторинга запуска
скважины и ее вывода на режимОднородный пласт с трещиной неограниченной проводимости. Малые размеры трещины обуславливают отсутствие линейных потоков и быстрый выход на псевдорадиальный режим течения. Влияние границ практически не ощущается. Интерпретация выполнена для модели однородного пласта, вскрытого трещиной неограниченной проводимости , проницаемость пласта 0.4 мД, интегральный скин-фактор -5.3, полудлина трещины 34м, скин-фактор трешины в конце ГДИС 0.2, коэффициент продуктивности 0.2 м3/сут атм
Слайд 32Масштабы определения проницаемости
КЕРН – Микро
10-210-1м
ГДИС – Макро
n10n102 м
Rкп
ГДИС –
Мега
(межскважинные)
n102n103м
Слайд 34P[бар]
Q[м3/сут]
t
Qм3
I
Накопленный дебит жидкости
Текущий
дебит жидкости
Забойное давление
Пластовое давление
Определение ФЕС и скин-фактора ограниченном
по простиранию пласте
![P[бар]Q[м3/сут]tQм3IНакопленный дебит жидкостиТекущийдебит жидкостиЗабойное давлениеПластовое давлениеОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте](/img/thumbs/1b97e32397e184eeea72835e1635faf8-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ P[бар]Q[м3/сут]tQм3IНакопленный дебит жидкостиТекущийдебит жидкостиЗабойное давлениеПластовое давлениеОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте")
Слайд 351
2,2*
1*
Q[м3/сут]
Qм3
t
Определение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте
Сопоставление результатов
измерения (точки) и прогноза (сплошные линии) дебита жидкости. 1- прогноз
на основе определенных по ГДИС фильтрационных свойствах пласта в предположении, что давление в интервале прогноза не меняется , 1* прогноз -по Арпсу (2, 2* - соответствующие кривые изменения во времени накопленного дебита)Прогноз по Арпсу дает более реальный результат, чем прогноз при постоянном давлении (дебит по Арпсу выше) , поскольку учитывается, что давление на забое падает, то есть депрессия падает медленнее
![12,2*1*Q[м3/сут]Qм3tОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте Сопоставление результатов измерения (точки) и прогноза (сплошные линии) дебита](/img/tmb/3/219339/255c78a4a29ce1bad28301a8aea4bb41-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ 12,2*1*Q[м3/сут]Qм3tОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте Сопоставление результатов измерения")
Слайд 36lnP, lnP
1
2
fP(lnt)
Радиальный режим
Ro
Определение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте
Режим истощения
![1234P[бар]Q[м3/сут]tQм3ItОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте](/img/tmb/3/219339/b1479ae7a245bf3568eca60a526d8a52-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ 1234P[бар]Q[м3/сут]tQм3ItОпределение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте")
Слайд 38lnP, lnP
1
2
fP(lnt)
Ro
Определение ФЕС и скин-фактора ограниченном по простиранию пласте
Радиальный
режим
Линейный режим, дренирования пласта трещиной
Линейный режим, влияния боковых границ линзы
![1234P[бар]Q[м3/сут]Qм3t](/img/thumbs/a5a90da776812666460287eaf86f5373-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ 1234P[бар]Q[м3/сут]Qм3t")
Слайд 401,1*
2,2*
Q[м3/сут]
Qм3
t
Сопоставление результатов измерения (точки) и прогноза (сплошные линии) дебита жидкости.
1- прогноз на основе определенных по ГДИС фильтрационных свойствах пласта
в предположении, что давление в интервале прогноза не меняется , 1* прогноз -по Арпсу (2, 2* - соответствующие кривые изменения во времени накопленного дебита)![1,1*2,2*Q[м3/сут]Qм3tСопоставление результатов измерения (точки) и прогноза (сплошные линии) дебита жидкости. 1- прогноз на основе определенных по ГДИС](/img/thumbs/55f68bc3a84d565d6bc065d2d3232e44-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ 1,1*2,2*Q[м3/сут]Qм3tСопоставление результатов измерения (точки) и прогноза (сплошные линии) дебита жидкости. 1-")
Слайд 41Проблема неоднозначности интерпретации
S1
S2
S3
Pav1
Pav2
Pav3
Гипотеза неограниченной залежи
с переменным S-фактором
Гипотеза ограниченной залежи
с переменным
S-фактором
Изменение скин-фактора
Падение пластового давления
Одинаковое поведение РЗАБ
Слайд 42Способы оценки текущего пластового давления
Пьезометры
Периодические стандартные ГДИС
Периодические оценки коэффициента продуктивности
(КПРОД)
Слайд 43Построение псевдо-индикаторной диаграммы P-Q
Метод Яковлева не работает!
Р
Q
Р
Q
В случае когда давление
и дебит существенно зависят от времени само понятие продуктивности становится
условным. Перестают работать методы экспресс-оценки продуктивности и пластового давления основанные, в частности на построении псевдо-индикаторной.
![Результаты совместной обработки КСД+КВУQ[м3]PtQ[м3/сут]КСД1КВУКСД2](/img/thumbs/78bf16b2575719c3b231eaead9c788d3-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ Результаты совместной обработки КСД+КВУQ[м3]PtQ[м3/сут]КСД1КВУКСД2")
Слайд 47R
lnP, lnP
Ro
Кпр=0.5 мД
НАЧАЛЬНЫЙ ИНТЕГРАЛЬНЫЙ S= -5.6.
Результаты совместной обработки КСД+КВУ
Слайд 48lnP, lnP
R
R
fP(lnt)
FP(lnt)
ТЕКУЩИЕ ПАРАМЕТРЫ:
S=-5.5
РПЛ на ВНК 167 атм
P
Результаты совместной обработки КСД+КВУ
![ПРОГНОЗ ДОБЫЧИQ=F(P)PtQ[м3/сут]РЗАБ=CONSTРезультаты совместной обработки КСД+КВУ](/img/thumbs/f27ba6ff702c1a9a14c12c6b00e3dff4-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ ПРОГНОЗ ДОБЫЧИQ=F(P)PtQ[м3/сут]РЗАБ=CONSTРезультаты совместной обработки КСД+КВУ")
Слайд 52lnP, lnP
fP(lnt)
S(КСД)=-6.3
S(КВУ)=-5.5
Результаты совместной обработки КСД+КВУ
КВУ после СКО
Слайд 53Влияние нагнетательных скважин
Интерпретация без учета влияния границ постоянного давления
Интерпретация с
учетом влияния границ постоянного давления
R
Слайд 55Скв. 11291, пласты 10_1
Скважина 11291 пущена в эксплуатацию с
08.2007г
Скважина 11290 переведена в ППД с 08.2008г
Скважина 11292 переведена в
ППД с 09.2008г Начинается стабилизация забойного давления и рост дебита
Слайд 56Начало реакции в скважине 23543 (08.01.2011)
Начало стабильного нагнетания в скважине
23533 (01.0.2011)
Пример существенного влияния фронта нагнетания (скв.23533-23543)
Слайд 58Аномальное влияние нагнетательных скважин
Плавный рост давления, дебита
Резкий рост давления,
дебита,
обводненности продукции
(смыкание трещин)
Сопоставление «Нагнетательная - добывающая» скважины в масштабе
времениАнализ динамики показателей работы скважин Рзаб,Qж, Qв, Qн, в
Выявление возмущающей и реагирующей скважин
Начало нагнетания
Быстрая реакция
Начало нагнетания, мгновенная реакция
Импульс приходит с разной скоростью в зависимости от длин трещин
Слайд 59 Секторная модель с совмещением
по реагирующей скважине
Совмещение давления и дебита
реагирующей скважины
Секторная модель
Роль секторного моделирования
Слайд 60Выбор участка для анализа взаимодействия
Сбор информации по всем скважинам сектора
Кривые
ГИС
Рез-ты ПГИ
Рез-ты ГИС
Рез-ты ГДИС
decline-analysis КСД
ГДИ при ГРП
КВУ, КВД
Нэф
эффективная работающая мощностьКп
Кпр,
S-фактор, динамика во времени
Хf - полудлина трещины ГРП
Рi
Рav
Информационное наполнение секторной модели
Роль секторного моделирования
Слайд 61Анализ добычи
в основных
диагностических масштабах
для каждой скважины
II. Секторная
модель
Анализ добычи для пласта
(multy-well)
СОВМЕЩЕНИЕ
P(t), Q(t)
св-ва пласта
Н эф, К
пI. Кпр
S-фактор
Кпрод
св-ва флюида
Pwf(0)
II. Полное совмещение для пласта(участка
залежи)
Построение секторной модели
Роль секторного моделирования
Слайд 62Роль секторного моделирования
Участок 3D-модели месторождения
Симуляция нагнетания с учетом трещин
Результат: обобщение
зависимости давления в реагирующей скважине
3D-моделирование взаимодействия в ПО ECLIPSE
Слайд 63Построение секторной модели в ПО Topaze
Пористость
Дерево загруженных данных
Карты распределения параметров
по площади сектора
Эффективная мощность коллектора
Проницаемость
Роль секторного моделирования
Слайд 64ГПД отсутствует
Влияние нагнетательных скважин
Невозможность совмещения по реакции с помощью простой
модели
границы постоянного давления (ГПД)
ГПД на расстоянии 400 м
ГПД на расстоянии 200 м
Секторная модель
Слайд 65Изменение направления распространения трещин.
Угроза обводнения скважин в добывающих рядах
(Куст 16)
11199
11179
11260
11240
Слайд 66Многократные циклические тесты для контроля мероприятий по интенсификации притока
Наблюдение за
изменением давления выполнено непрерывно с момента запуска скважины (07.2011) и
в процессе ее дальнейшей работы. 01.12.2011 г. скважина была остановлена на КВУ.Обзор исследования (запуск скважины)
Анализ цикла КСД
Слайд 67Сопоставление циклов КСД и КВУ
07.2011г. Интегральный скин-фактор -5.7
Скин-фактор трещины 0
12.2011 Интегральный
скин фактор -2.9Скин-фактор трещины 2.95
В процессе работы скважины скин-фактор трещины возрос с 0 до 2.95. Рекомендовано проведение обработки призабойной зоны или повторное ГРП . 03.2012 в скважине была выполнена соляно-кислотная обработка (СКО)
Многократные циклические тесты для контроля мероприятий по интенсификации притока
Слайд 68После СКО скин-фактор трещины восстановился практически до исходного уровня, немного
уменьшилась полудлина трещины (вероятно из-за выноса проппанта), продуктивность скважины выросла
в 1.5 разаОбзор исследования (повторный запуск после СКО)
Анализ цикла КСД
Многократные циклические тесты для контроля мероприятий по интенсификации притока
04.2012г. Интегральный скин-фактор -5.3
Скин-фактор трещины 0
Слайд 69Дебит жидкости
Давление
Накопленная добыча
Q
Р
Т
Р
Динамика скин-фактора
Кпр=1мД
Глушение скважины
СКО.
DQ = 25 м3/сут
Многократные циклические
тесты для контроля мероприятий по интенсификации притока
Слайд 70Предложения по коррекции нагнетания
Начало нагнетания 16256
16405, 16406
стабилизация
давления
16405,
16406
рост дебита без роста обводнености
Слайд 71Предложения по коррекции нагнетания
Начало нагнетания 16536
16847
Мгновенный рост давления
16847
Оптимизация депрессии и
рост дебита
Скв. 16536, рекомендовано снижение устьевого давления до 150 атм
Слайд 72Предложения по коррекции нагнетания
Начало нагнетания 16488
16489
рост
давления
16489
рост дебита
и обводненности
Скв. 16488, рекомендовано снижение устьевого давления для обеспечения приемистости
не более 100 м3 в сут
Слайд 73Предложения по коррекции нагнетания
Начало нагнетания 16502
16552 рост
давления
16552
рост
дебита и обводненности
Скв. 16502, рекомендовано снижение устьевого давления для обеспечения
приемистости не более 100 м3 в сут
Слайд 74Сопоставление годового прогноза добычи по скважине 16405 при обводнении и
при снижении темпов закачки.
Дополнительно добытая нефть при высоком темпе закачки
5000 тДополнительно добытая нефть при сокращении темпа закачки 9400 т
Доп. добыча
раннее обводнение
Потери
Добыча, раннее обводнение
Добыча, позднее обводнение
Слайд 75Добыча, раннее обводнение
Добыча, позднее обводнение
Дополнительно добытая нефть при высоком темпе
закачки
Дополнительно добытая нефть при сокращении темпа закачки
Доп. добыча
раннее
обводнениеПотери
Фактический и прогнозный профиль добычи по скважине 13783
ΔQсум = 4300 т нефти
Слайд 77 Рекомендация усиления ППД
После усиления закачки
Граница постоянного давления
До усиления
закачки
Непроницаемая граница
Усиление закачки
DQ = 75 м3/сут
До усиления закачки
После усиления закачки
Слайд 78Граница постоянного давления
1878
S=-5.5
1879
1894
Граница постоянного давления отсутствует.
Режим истощения.
Рекомендация ослабления
ППД
2010 год
Слайд 792011 год
Рекомендация не была выполнена
Подтверждение данного прогноза.
При выявлении границ постоянного
давления на раннем этапе, становится возможна выдача рекомендаций по оптимизации
нагнетания, предупреждая обводнение и пр.
Слайд 80Эффект оптимизации
Факт
Эффект прорыва нагнетаемой воды
За 1 год работы после проведения
исследований накопленная дополнительная добыча нефти по скважине составила бы 1465.5
тонн.Эффект мероприятий по оптимизации закачки
Скважина 1795
Аналогичная ситуация по скважине 1878, которая обводняется скважиной 1879
Граница постоянного давления
Слайд 81 Рекомендация ослабления ППД
Граница постоянного давления, опережающий признак интенсивного
влияния закачки
После ослабления ППД прирост дебита нефти
DQ = 4 м3/сут
Чрезмерное
нагнетаниеЧрезмерное нагнетание, эффект прорыва воды
Слайд 82Комплексный анализ взаимовлияния скважин по кусту (сектору залежи)
Анализируемый участок залежи
.
Границы зон дренирования изученных скважин и влияние ППД.
Слайд 83. Схема сектора вокруг скважины 30525
. Сводный график работы скважины
30525 и соседних нагнетательных скважин
Начало нагнетания 30841
30525
рост давления и дебита
Слайд 84АС 10.0
АС 10.1
По данным ПГИ более 90% закачиваемой воды принимает
пласт АС10.1
Корреляционная схема, скважины 30480, 30481, 30525, 30522, 30565
Слайд 85Р (атм)
Секторная модель участка вблизи скв. 30525. Поле давления (атм)
на 23.10.2011.
Карта проницаемости
Полудлина трещины в скважине 30481: 350м
Слайд 86Проницаемость ~1.0 мД
Средняя эффективная толщина 19.0 м
Коэффициент проводимости 1.9 Д*см
Полудлина трещины доб. скважины
30525 ~50 м
Полудлина трещины нагн. скважины 30481 при зачкачке≈200 м3/сут 350 м
Азимут
трещин ГРП в районе 72 куста 340оКоличественные результаты секторного моделирования
Слайд 87Куст характеризуется крайне низкими фильтрационными свойствами и площадной неоднородностью пропластков
эксплуатируемых объектов. В таких условиях за время анализа (2 года)
реакция скважин в добывающих рядах на влияние ППД нагнетательного ряда еще не наступила. На сегодня пластовое давление в рядах добывающих скважин находится на уровне в среднем около 140 атм, пластовое давление в нагнетательных рядах – около 400 атм.Эффект от увеличения давления закачки не прослеживается. Необходимо однако отметить, что плавное увеличение давления закачки предотвратило бесконтрольное образование трещин авто-ГРП, продлив тем самым время работы добывающих скважин в нагнетательных рядах.
В юго-восточной части куста выделяется участок с улучшенными коллекторскими свойствами, ускоренная компенсация должна сказаться в первую очередь на этом участке.
Подпор наблюдается в основном (кроме скважин в нагнетательных рядах) на скважинах, расположенных в нарушение сетки – 30439, 30478, 30519, 30565. Это свидетельствует о том, что на участках с низкими фильтрационными свойствами для повышения эффективности ППД необходимо уменьшать расстояние между рядами добывающих и нагнетпльных скважин.
Слайд 89200
150
100
50
0
27.05.2011
10.06.2011
20.06.2011 01.07.2011P(*139)
Q(*150)
Q(*129)
Сводный график изменения во времени расходов соседних нагнетательных скважин *129, *139 и *150, работающих на одну трещину авто-ГРП
А
А
Цикл остановки скважины
P(бар)
Слайд 90300,**
200,**
100,**
0
12.2009 06.2010
12.2010 06.2011
12.201112.2009 06.2010 12.2010 06.2011
**
**
0
180
80
Q[м3/сут]
P[ бар]
Q[м3]
Расход нагнетательной скважины
Давление в добывающей скважине
3
4
Qрасч
Q
P
Q
Pрасч
а)
1.0
0.5
0.0
P[ бар], Q[м3/сут]
Н2О
н
д
Взаимодействие скважин в соседних рядах при изменении азимута преимущественного распространения трещины авто-ГРП
Дебит жидкости
% воды
Прогноз при оптимальном режиме нагнетания
![КСДIIКСДIIIКСДIYКСДYКСДI f(lnt)б)P[ бар]а)12QPPРезультаты гидродинамических исследований](/img/thumbs/bcc5863dc3d59098be9728abfe58f547-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ КСДIIКСДIIIКСДIYКСДYКСДI f(lnt)б)P[ бар]а)12QPPРезультаты гидродинамических исследований")
Слайд 92250
200
150
100
50
0
**
**
**
**
**
**
P[ бар]
Q[м3/сут]
100
50
0
W[%]
05.2010
08.2010
11.2010 02.2011Сопоставление показателей работы соседних добывающей и нагнетательной скважин.
![250200150100 50 0********** **P[ бар]Q[м3/сут]100 50 0W[%]05.2010 08.2010](/img/thumbs/8e5e187464e493e0d3ca7ea3edcbe48b-800x.jpg "КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ 250200150100 50 0********** **P[ бар]Q[м3/сут]100 50 0W[%]05.2010")
