Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
Проблемы анализа нестационарных процессов давления PTA: оценка неопределенности и
подводные камни при анализе испытаний скважины – насколько достоверной является
интерпретация PTA?
Мустафа Кобаноглу, Brunei Shell Company; Ибрагим Шукри, Petroleum Development Oman
Copyright 2020, Международная нефтегазовая техническая конференция
Этот документ был подготовлен для презентации на Международной конференции по нефтяным технологиям, которая проходила в Дахране, Саудовская Аравия, 13–15 января 2020 года.
Этот документ был выбран для презентации Программным комитетом IPTC после рассмотрения информации, содержащейся в реферате, представленном автором (авторами).
Содержание документа в том виде, в каком оно представлено, не рецензировалось Международной нефтегазовой технологической конференцией и может быть исправлено автором (авторами). Материал
в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает какую-либо позицию Международной конференции по нефтяным технологиям, ее должностных лиц или членов. Документы,
представленные на IPTC, подлежат публикации Комитетами спонсоров IPTC. Электронное воспроизведение, распространение или хранение любой части этого документа в коммерческих целях без
письменного согласия Международной конференции по нефтяным технологиям запрещено. Разрешение на воспроизведение в печати ограничивается аннотацией не более 300 слов; иллюстрации не
могут быть скопированы. Аннотация должна содержать явное указание на то, где и кем была представлена статья.
Пишите библиотекарю, IPTC, почтовый ящик 833836, Ричардсон, Техас 75083-3836, США, факс +1-972-952-9435.
Абстрактный
Анализ изменения давления (PTA) является одним из лучших инструментов для оценки критических параметров скважины и коллектора.
Некоторыми из них являются свойства резервуара, размер и форма резервуара (т. е. проницаемость, свойства трещины, модель резервуара,
расстояние до границ и т. д.), эффективность заканчивания (т. е. скин, характеристики трещины и т. д.), характеристики НКТ (т. е. требования
к механизированной добыче) и скважины (т. е. производительность трещины, скин и т. д.), а также характеристики коллектора (т. е. двойная
пористость, слоистый коллектор, составной и т. д.). Таким образом, правильная интерпретация PTA имеет решающее значение для получения
критических параметров для разработки месторождения и оптимизации скважины. Технология анализа переходных процессов давления со
временем совершенствовалась. Однако реальных примеров данных о давлении, соответствующих данной идеализированной модели, часто
не существует. Кроме того, интерпретация результатов испытаний скважин страдает от множества неопределенностей, которые в
совокупности снижают достоверность результатов анализа.
В этом документе предпринята попытка обобщить неопределенности, связанные с анализом испытаний скважин, показаны примеры ловушек
в анализе испытаний скважин и представлены методы, предложенные для определения неопределенностей.
Первая фаза проекта, подробный анализ нескольких интерпретаций PTA, собранных с различных нефтяных и газовых месторождений в
Petroleum Development Oman (PDO), собраны и проанализированы для выявления основных областей неопределенности. На втором этапе
проекта были разработаны передовые методики интерпретации результатов испытаний скважин для достижения единообразного подхода к
интерпретации в масштабах всей компании. На третьем этапе проекта были исследованы, проанализированы и продемонстрированы пять
основных источников, вызывающих неопределенность в интерпретации PTA, на соответствующих реальных примерах, а также
продемонстрированы подводные камни при анализе ГДИС.
В исследовании был предложен и разработан шестиэтапный рабочий процесс интерпретации PTA, включающий этапы ОК/КК, и в ходе
исследования были определены пять основных областей неопределенности, разработаны методы оценки каждой из них и представлены
подводные камни каждой неопределенности. Этими ключевыми областями неопределенности являются:
я. Неопределенность коллекторских свойств ii.
Неуникальность ответов модели PTA iii. Ограничение набора данных
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
2
IV. Физическая погрешность в данных давления/расхода (в т.ч. неколлекторное влияние на манометры
реакция, такая как дрейф манометра) и человеческий фактор
v. Последствия эффекта накопления ствола скважины
В этом документе содержится сводка и описываются пять основных источников неопределенностей PTA на основе
фактических данных PDO в Султанате Оман. В этом документе также будут рассмотрены передовые методы и рабочий процесс,
которые были разработаны и предложены для достижения ступенчатого изменения качества и надежности интерпретаций PTA.
Реализации рабочего процесса представлены для различных типов резервуаров, и будут представлены промысловые примеры
его влияния на оптимизацию скважин и разработку месторождений.
Предлагаемый анализ нестационарного давления (PTA) – Рабочий процесс: 6-этапный процесс Анализ нестационарного
давления является одним из дополнительных методов для оценки критических параметров скважины и резервуара, которые
имеют решающее значение для разработки резервуара. Это;
Свойства резервуара, размер и форма резервуара (например, проницаемость, свойства трещин, модель резервуара и
расстояние до границ), которые можно использовать для понимания поведения потока в резервуаре, для возможности
делать прогнозы и оптимизировать планы разработки месторождений.
Эффективность заканчивания (например, скин, производительность гидроразрыва), которая может быть использована
для определения (дальнейших) потребностей в интенсификации притока, таких как (повторный) гидроразрыв, кислотная
обработка и дополнительная перфорация Требования
Скважина (например, частичная проходка) и характеристика
коллектора (т.е. трещиноватый коллектор, слоистый коллектор и т.д.) для оптимизации плана разработки месторождения
Существует несколько справочных документов SPE по основам PTA и вопросам, и некоторые из них приведены
в ссылках (ссылка 1-8).
Чтобы решить первую проблему последовательной интерпретации, рабочий процесс PTA, включающий проверки качества
в рамках 6-этапного процесса (рис . 1), был разработан и распространен в компании посредством специального обучения.
Процесс включал следующие этапы: Процесс включал следующие этапы:
1. Подготовка основных данных
2. Загрузка данных (давление и дебит), включая QA/QC и редактирование 3. Извлечение
данных 4. Диагностика моделей 5. Сопоставление модели 6. Заполнение чувствительности
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
3
Рисунок 1—Предлагаемый анализ нестационарного давления (PTA) — рабочий процесс: 6-этапный процесс
Подготовка базовых данных
Минимально необходимые исходные данные для интерпретации ГДИС состоят из данных о породе (средняя пористость, толщина
коллектора, сжимаемость породы и флюидонасыщенность) и данных о флюиде (вязкость, сжимаемость, коэффициент
нефтегазообразования и сжимаемость воды). Хотя пластовое давление является результатом интерпретации, для запуска модели
требуется первоначальная оценка пластового давления.
Помимо приведенных выше минимальных необходимых данных, для различных моделей также требуются следующие данные.
1. Интервал перфорации в сравнении с общей мощностью для частично вдающихся скважин 2.
Длина и угол наклона скважины для горизонтальных и наклонно-направленных скважин
Следует отметить, что для масла ПТА достаточны постоянные свойства жидкости (т.е. постоянная вязкость, Bo, Co).
но зависимость свойств жидкости от давления (т.е. вязкость, Bg и Z) требуется для PTA газа.
В случае многофазного потока требуются все свойства фазового флюида (например, нефть-вода, газ-нефть, система газ-вода или газнефть-вода и данные PVT воды), а также относительная проницаемость в конечной точке. Кроме того, в случае использования
многофазных нелинейных моделей (т.е. PVT, насыщение и изменение RLP) требуется непрерывный RLP и начальное распределение
насыщения.
Чтобы выполнить полный анализ неопределенности для основных данных, требуется полный набор основных данных (т. е. низкие,
базовые и высокие значения для каждого неопределенного параметра). Детали этой работы приведены в разделе анализа
неопределенностей.
В дополнение к вышеперечисленным пунктам также важна интеграция с другими дисциплинами. Некоторые из ключевых
области интеграции и связанные с ними дисциплины:
1. История производства и завершения: Технология производства (ПТ)
2. Ожидаемые модели коллектора, любые характеристики близлежащего коллектора (например, разломы, ГНК, ВНК): Добыча
Геология (PG)
3. Расслоение коллектора и свойства пласта: Петрофизик (PP)
4. Конфигурация скважины и заканчивание скважины: инженер по скважине и (WE) / технология добычи (PT)
Загрузка данных (давление и скорость), включая ОК/КК, и редактирование Все данные манометра
должны быть загружены в модель, чтобы выполнить надлежащее обеспечение качества/проверку качества (ОК/КК). Перед началом ОК/
КК требуется редактирование данных, если ненужные данные (например, давление
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
4
измерения, снятого при опускании или вытягивании манометров во время ГДИС) и зашумленных данных (см. раздел 4) могут быть очищены.
Цель QA/QC — проверка входных данных (т. е. обеспечение того, чтобы только значимые данные в PTA
используется интерпретация) для начала интерпретации и состоит из следующих целей;
Чтобы определить, есть ли какие-либо ошибочные данные
манометра
Чтобы убедиться, что данные давления и данные расхода
непротиворечивы
Чтобы убедиться, что существует постоянный отклик PTA (т.е. производная давления в логарифмическом анализе)
Ключевые этапы ОК/КК описаны в следующих разделах.
QA/QC: Время начала наращивания (BU). Чтобы получить «линию хранения ствола скважины с единичным уклоном» на логарифмическом
графике, время закрытия и скорость потока должны быть правильно (т.е. очень точно) выровнены. Кроме того, поскольку для оценки
перепада давления используется последнее давление потока, неправильный выбор последней точки давления может привести к
неправильной оценке скин-фактора. Типичный пример неправильного выбора эффекта времени запуска приведен на рисунке 2.
Рисунок 2—Типичный пример для ОК/КК: Время начала БУ ОК/КК
ОК/КК: Данные о давлении с использованием метода разницы. После того как все данные о давлении загружены в программное
обеспечение, необходимо выполнить выравнивание по времени (т.е. убедиться, что отклик всех манометров начинается одновременно –
модификация на горизонтальной оси в разделе QA/QC) между манометрами. Но выравнивание давления между манометрами (т. е.
обеспечение того, чтобы все показания манометров начинались с одного и того же уровня — модификация по вертикальной оси) НЕ
рекомендуется, поскольку между манометрами будет разница давлений из-за вертикальной разности высот манометров. Эта разница
давлений будет использоваться для оценки градиента жидкости, а также для проверки с данными PVT, если расстояние между манометрами
достаточно. После того, как данные манометров согласованы по времени, следует отслеживать/пересматривать разницу между
манометрами, особое внимание следует уделять следующему:
Разность давлений между манометрами, особенно при БУ, должна быть практически постоянной и
не меняется,
Если разница давлений между манометрами меняется (т.е. увеличивается или уменьшается), то один из
датчики могут быть неисправны (т.е. дрейфуют),
В этом случае и при наличии только двух наборов данных манометра невозможно определить, какие показания взяты с неисправного
манометра. Для определения неисправного требуются три набора данных манометра (без учета возможности наличия двух
неисправных манометров).
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
5
На рисунке 3 показан типичный график перепада давления для газовой скважины, где один из манометров не
работает правильно (т.е. коричневая линия).
Рисунок 3—Типичный пример данных QA/QC: данные о давлении с
использованием разностного метода (вверху: абсолютное давление, внизу: разность давлений)
QA/QC: проверка согласованности – среди BU. Чтобы повысить достоверность интерпретации, все BU, выполненные на конкретной
скважине, нанесены на один и тот же график, а ответы просматриваются/отслеживаются для одного и того же датчика. Если все отклики
одинаковы (т.е. производная непротиворечива), это подтвердит правильность модели (т.е. независимость модели от времени), в
противном случае необходимо четко объяснить разницу между разными откликами BU (например, выпадение конденсата в резервуаре). ,
изменение конфигурации скважины).
На рис. 4 показана типичная проверка согласованности, выполненная в BK 15 с использованием двух наращиваний. Логарифмические
отклики согласуются в последней линии стабилизации (т.е. KH-конечная), но есть явное различие в ранней линии стабилизации (т.е. KHначальная), что связано с эффектом конденсации. Хотя КВД выполняются ниже и выше точки росы, толщина проницаемости пласта
одинакова (т.е. последние линии стабилизации одинаковы).
Рисунок 4—Типичный пример для ОК/КК: проверка непротиворечивости — среди BU
ОК/КК: согласование скорости и давления. Выравнивание дебит-давление — это еще один этап ОК/КК, который необходимо выполнить
таким образом, чтобы дебит соответствовал профилю давления (т.е. дебит должен быть равен нулю во время BU, а дебит должен быть
положительным во время просадки), а изменение дебита должно соответствовать реакция давления. При необходимости скорость должна
Machine Translated by Google
6
IPTC-20075-MS
исправить/доработать. Типичный пример приведен на следующем верхнем графике Рисунка 5 , где требуется уточнение/
коррекция дебита для получения согласованности между КВД, поскольку 1-й BU явно показывает поведение коллектора,
отличное от других 2 BU', в то время как нижний график Рис. 5 показывает результаты после дебита . уточнение, при котором
все BU согласованы после уточнения скорости.
Рисунок 5—Типичный пример для QA/QC: выравнивание скорости и давления (верхний 2 график
без уточнения/коррекции скорости, а нижний 2 график с уточнением/коррекцией скорости)
ОК/КК: проверка согласованности – среди манометров. После того, как согласование расхода давления между манометрами
выполнено, «выбранный» BU всех манометров наносится на один и тот же логарифмический график, и необходимо
проверять/контролировать отклики. Если все ответы одинаковы, это подтвердит, что все данные датчика внутренне
непротиворечивы, в противном случае (т. е. разные ответы в разных данных датчика укажут или идентифицируют
потенциально неисправный датчик). Эти данные необходимо использовать вместе с «QA/QC данных давления с
использованием разностного метода» для подтверждения ошибочных данных манометра. Типичный пример приведен на
следующем рисунке 6 , где один датчик (желтая линия) неисправен, что предполагает другую граничную модель.
Рисунок 6—Типичный пример для обеспечения/контроля качества: проверка согласованности – среди давления
Манометры, у которых желтая линия манометра отклоняется от других
В дополнение к вышеупомянутым шагам ОК/КК также рекомендуется включить и сравнить любую предыдущую
интерпретацию PTA, доступную для работающей скважины.
Machine Translated by Google
7
IPTC-20075-MS
Извлечение данных
После завершения ОК/КК необходимо определить периоды интерпретации, в течение которых будет извлекаться давление.
Это важно там, где много периодов BU/DD. Как и ожидалось, поскольку BU обычно дает лучший отклик (из-за известной
стабильной скорости), рекомендуется использовать периоды BU для извлечения.
График Log-Log диагностики
моделей широко используется для диагностики моделей PTA. Сводная информация о диагностике представлена в
Таблице 1 ниже.
Таблица 1—Сводная информация о диагностике, использованной в анализе PTA
Пластовые/скважинные явления
Характеристика
Переходный радиальный DD
Полулогарифм прямой
плоский
Переходная радиальная БУ
Хорнер прямо
плоский
Переходная радиальная БУ
Диагностика: график производной @ логарифмический логарифм
Нулевой уклон (т.е. прямая линия)
Накопитель ствола скважины, одиночный
Логарифмический логарифмический уклон единицы измерения
Единичный уклон + горб
Хранилище ствола скважины, двойное
Логарифмический логарифмический уклон единицы измерения
2 единица уклона + горб
Конечная проводящая трещина
¼ наклона лог-лог
¼ наклона
Бесконечный проводящий перелом
½ наклона лог-лог
½ наклона
Двойная пористость и двойная проницаемость
S-образный переход между полулогарифмическими прямыми минимум
Закрытая граница
P линейная зависимость от времени
Единичный наклон на логарифмическом графике при отклике DD
Непрерывное снижение при ответе BU
Единая граница отсутствия потока
Двухскатное полубревно
Вторая плоская область, Вторая плоская область, где
KH_final/KH_initial=1/2
Граница постоянного давления
Плоская линия на всех графиках p/t
Пересекающийся разлом
Непрерывное уменьшение
Вторая плоская область, где Teta= KH_final/
KH_initial
Канальный резервуар (т.е. параллельные границы)
Пересекающийся разлом @ 90 градусов
½ наклона лог-лог
½ наклона
Вторая плоская область, где
KH_final/KH_initial=1/4
Следует отметить, что из-за неуникальности диагностики одна диагностика может указывать на несколько
модели {например, ½ склона представляет собой параллельные границы, интерпретируемые как канал или бесконечно проводящая трещина.
Процесс сопоставления
После завершения диагностики начнется процесс сопоставления. Подробный рабочий процесс показан на рисунке 7
ниже.
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
8
Рисунок 7—Подробный рабочий процесс для процесса сопоставления (SPE 102079-Reference 6)
Рекомендуемое соответствие будет следующим:
1. Сравнительный логарифмический график всех накоплений
а. Согласие, тенденции, диагностика b.
Определение режимов потока, потенциальных моделей 2.
Среднее время в журнале:
а.
Бесконечно действующий радиальный поток — определение kh и изменений
3. Запоздалое время на логарифмическом графике: границы 4. Проверка совпадения на
графике истории
а. Показывает ли позднее время истощение или предсказывает чрезмерное давление? б.
Отрегулируйте границы или модель для полного совпадения истории 5. Раннее время на
графике логарифмической зависимости + соответствие истории испытательного давления
а. Объем ствола скважины и скин 6. Проверьте
модель, используя качество соответствия 3 графиков (т. е. график логарифмический, полулогарифмический и исторический).
7. Перейдите к шагу 2 и повторите шаги с 2 по 6 для другой модели.
В процессе сопоставления PTA будет 3 ключевых графика (рис. 8) .
Полулогарифмический
график
Логарифмический
график
Исторический график
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
9
Рисунок 8—Типичные графики для интерпретации PTA
Идеальная модель сможет получить хорошее совпадение на всех трех участках. Тем не менее, некоторые ключевые моменты для этих сюжетов:
Полулогарифмический график: очень чувствителен к скин-фактору и начальному
давлению,
коллектора,
Логарифмический график: производная очень чувствителен к свойствам скважины и
График истории: очень чувствителен к размеру резервуара и начальному давлению, а гидравлическое давление очень чувствительно
для кожи
PTA, по определению, предоставит неуникальное решение, поскольку это обратная задача (т. е. вход/выход известен, но система неизвестна).
Это показано на рис . 9. Таким образом, одни и те же данные по давлению и дебиту можно сопоставить с разными моделями с одинаковым
качеством. Следовательно, важно расширять модели интерпретации достаточно широко, чтобы интерпретация могла охватывать неопределенность.
Рисунок 9—Схема, показывающая обратную задачу анализа переходного процесса давления
Завершение настройки чувствительности
Последним этапом анализа нестационарного давления является завершение настройки чувствительности, что даст одинаковое совпадение с
различными значениями заданных параметров. Это должно быть проведено для получения различных реализаций.
Machine Translated by Google
10
IPTC-20075-MS
Оценка неопределенностей
Технология анализа переходных процессов давления со временем совершенствовалась. Последние современные
инструменты анализа ГДИС позволяют автоматически сопоставлять типовые кривые вместе с нелинейной оценкой
параметров. Кроме того, разработка инструмента производной давления повысила качество возможностей идентификации модел
Тем не менее, результаты анализа нестационарного давления по-прежнему имеют разумную неопределенность по нескольким
причинам, указанным ниже:
1. Неопределенность в свойствах резервуара 2.
Неуникальность откликов модели PTA 3. Ограниченность набора
данных 4. Физическая ошибка в данных давления/дебита и
влияние человека (включая влияние неколлектора на отклик манометров например, дрейф манометра, приливной эффект и т.
д.)
5. Последствия эффекта накопления ствола скважины
Это;
1. Неопределенность коллекторских свойств. Предполагается, что пористость, толщина, радиус ствола скважины, сжимаемость
породы/флюида, коэффициент нефтеобразования и вязкость известны как входные параметры для интерпретации.
Естественно, эти параметры имеют некоторую неопределенность, которая приведет к неопределенности расчетных
параметров (т.е. проницаемости, расстояния до границы и т.д.).
2. Неоднозначность откликов модели PTA: в некоторых случаях очень похожие или идентичные отклики давления (т.е. давление
и производная давления в зависимости от времени) могут наблюдаться при использовании разных параметров скважины
и резервуара. Следовательно, один и тот же набор данных о давлении может быть сопоставлен с различными
интерпретациями. Это приведет к неопределенности интерпретации.
3. Ограниченность набора данных: чтобы охарактеризовать некоторые особенности коллектора (например, 2 радиальные линии для горизонтальной
скважины, половинный уклон, за которым следует радиальная линия для скважины с гидроразрывом и т. д.), продолжительность испытания
скважины должна быть достаточно большой. В противном случае один и тот же набор данных может быть сопоставлен с разными переменными
одной и той же модели резервуара, что создаст неопределенность в интерпретации.
4. Физическая ошибка в данных по давлению/дебиту и человеческий фактор: Современные инструменты для испытания скважин
имеют очень хорошие возможности для ОК/КК данных по давлению/дебиту, однако интерпретация может содержать
некоторую неопределенность интерпретации из-за некоторых проблем с данными/человеческого влияния (т.е.
несоответствие КВД, дрейф и шум давления, неопределенность дебитных данных, не включение в интерпретацию полной
истории дебита, невыполнение КК-КК дебит-давления, игнорирование интерференционных эффектов, неверный выбор
модели скважины и отсутствие целостной вид..и тд)
5. Эффект накопления в стволе скважины: из-за того, что объем ствола скважины открыт для потока или уровень жидкости в стволе скважины
падает, эффект накопления в стволе скважины является неизбежным явлением, происходящим во время испытания скважины. По
определению, не будет практически никакой интерпретации (т.е. никакой диагностики) в течение периода, в котором доминирует запас
по стволу скважины, и это будет маскировать любую другую реакцию коллектора, которая могла произойти в течение этого периода, что
приведет к некоторой неопределенности в интерпретации. Продолжительность эффекта накопления в стволе скважины может
контролироваться объемом ствола скважины, открытым для притока во время остановки. Таким образом, использование
внутрискважинного инструмента для закрытия скважины может уменьшить эффект накопления в стволе скважины.
В этом разделе будет обобщено/охарактеризовано каждый из источников неопределенности. Будут представлены реальные
примеры трудностей, и будут обсуждаться методы/наилучшие методы, предлагаемые для уменьшения или устранения
неопределенностей.
Неопределенность в свойствах коллектора .
Интерпретация переходного давления использует пористость, толщину, радиус ствола скважины, сжимаемость породы/флюида,
объемный коэффициент нефтеносного пласта и вязкость флюида в качестве входных параметров для интерпретации. Эти параметры
Machine Translated by Google
11
IPTC-20075-MS
всегда несут некоторую неопределенность, которая приведет к неопределенности выходных параметров интерпретации (например,
проницаемость, расстояние до границы). Как только диапазоны каждого входного параметра определены, можно запустить модель,
чтобы получить такое же качество совпадения, при котором результаты интерпретации будут другими. Это будет основой для
неопределенности PTA из-за входных параметров
Чтобы продемонстрировать влияние входных параметров на PTA, были созданы случаи A; и это
10, влияние неопределенности входного параметра на расчетное значение проницаемости (K) .
Рисунок 10—Оценка неопределенности анализа PTA: влияние исходных данных на проницаемость
Следует отметить, что диапазон неопределенности входных параметров будет разным для каждого проекта; следовательно,
воздействие будет различным в зависимости от диапазона неопределенности. Обратите внимание, что M (т. е. наклон производной
давления на полулогарифмическом графике) не является входным параметром, а выводится из теста.
Обратите внимание, что t (т. е. указание времени отклонения производной давления от нулевого наклона,
границы резервуара), а DelP@1hour не является входным параметром и выводится из теста.
Рисунок 11—Обзор влияния входных параметров на PTA для проницаемости, скин-слоя и расстояния разлома.
Неуникальность отклика модели Одной из
основных проблем, стоящих перед аналитиками ГДИС, является проблема неоднозначности отклика модели.
В частности, похожее или даже одинаковое поведение давления наблюдается для совершенно разных интерпретаций модели
коллектора. В анализе переходных процессов давления неопределенность, связанная с неуникальностью отклика модели, обычно
может быть резюмирована нашей неспособностью идентифицировать подходящие модели и/или различать
Machine Translated by Google
12
IPTC-20075-MS
между схожими паттернами поведения давления. Многочисленные модели резервуаров, разработанные для концептуально
различных задач потока, могут демонстрировать точно такую же картину давления.
Типичный пример неуникальности откликов модели продемонстрирован в PTA, показанном на рисунке 14. Результаты
согласованных моделей приведены в таблице 2 , а соответствующие графики PTA: Одно из совпадений приведено на рисунке
15. Решение этой проблемы заключается в интеграции данных, не относящихся к PTA, таких как геология, тип скважины и тип
заканчивания.
Рисунок 12—Диагностика по производной давления ALE-76
Рисунок 13—ALE-76-Вариант 1, Вертикальная скважина, однородный коллектор, Пересекающиеся разломы
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
13
Рисунок 14—Пример интерпретации PTA для неопределенности «Ограничение набора данных»
Таблица 2—Случаи анализа нестационарного давления
Исходный
Кейс
Тип модели
Давление
к, мД
С, Кожа
С, м3/Па
[кПа]
1
Вертикальная скважина, однородный пласт,
10494
Ошибка
1 расстояние (м)
Разлом
2 расстояние (м)
3150
-2,1
1.1Е-6
32
21
4700
-0,87
1.3Е-6
21
14
2480
-2,72
1.3Е-6
20
41
5850
-0,13
1.4Е-6
32
-
43
Пересекающиеся разломы
2
3
Вертикальная скважина, однородный пласт,
11200
Параллельные разломы
Вертикальная скважина, двухпоровый коллектор,
10623
Пересекающиеся разломы
4
Вертикальная скважина, радиальный композитный коллектор,
5
Вертикальная скважина, радиальный составной коллектор,
10630
один разлом
10625
6700
1
1.4Е-6
14
3540
1,9
1.4Е-4
66
Пересекающиеся разломы
6
Трещиноватая скважина, радиальный композитный коллектор,
один разлом
10630
Рисунок 15—Дрейфующие данные датчика, что вводит в заблуждение при интерпретации
Xf= 12 м
Machine Translated by Google
14
IPTC-20075-MS
Ограничение набора данных Для
того, чтобы охарактеризовать свойства резервуара (например, 2 радиальные линии для горизонтальной скважины, половинный
уклон, за которым следует радиальная линия для скважины с гидроразрывом пласта и т. д.), продолжительность испытания
скважины должна быть достаточно большой. В противном случае один и тот же набор данных может быть сопоставлен с разными
переменными одной и той же модели резервуара, что создаст неопределенность в интерпретации. Чтобы продемонстрировать
влияние ограничения набора данных на интерпретацию, здесь был представлен один реальный случай, представленный на Рисунке
21 , где интерпретация 4 различных моделей скважин с гидроразрывом была сопоставлена с разными значениями KH. Основной
неопределенностью в этой интерпретации является толщина проницаемости (KH), так как окончательная линия стабилизации в
модели не достигнута. Поэтому необходимо четко понимать диагностику модели и определять, что было замечено и что не было замечено в мод
Рис. 16—Неверные данные дебита ведут к неправильной интерпретации
Рисунок 17—Влияние некорректной истории на интерпретацию PTA
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
15
Рисунок 18—Влияние помех на интерпретацию PTA
Рисунок 19—Влияние сильных помех на интерпретацию PTA
Рисунок 20—Целостное соответствие (т. е. совпадение всех трех графиков одновременно, логарифмический, полулогарифмический и исторический график)
Machine Translated by Google
16
IPTC-20075-MS
Рисунок 21—Целостное соответствие (т. е. совпадение всех трех графиков одновременно, логарифмический, полулогарифмический и исторический график)
Физическая ошибка в данных по давлению/дебиту и человеческий фактор.
Современные инструменты для испытания скважин имеют очень хорошие возможности для ОК/КК данных по давлению/дебиту,
однако интерпретация может содержать неопределенность из-за некоторых проблем с данными и человеческого фактора
(например, несоответствие данных КВД, дрейф и шум в данных по давлению, неопределенность в данных по дебиту, не включение
полной истории дебита в интерпретацию, не завершение QA-QC дебит-давление, игнорирование интерференционных эффектов,
неправильный выбор модели скважины и отсутствие целостного представления) Чтобы проиллюстрировать этот случай, ниже
приведены 2 примера реальных случаев. Первый случай, рис. 23, представляет собой проблему дрейфа манометра, когда дрейфует
одно из данных манометра, и данные вводят в заблуждение для интерпретации. Второй случай показан на рисунке 24 , где
неправильные данные скорости (BU 1) приводят к несогласованности между BU.
Рисунок 22—Влияние неправильной конфигурации скважины на оценку скина
Machine Translated by Google
17
IPTC-20075-MS
Рисунок 23—Величина забойного инструмента
Рисунок 24—Воздействие двухскважинного хранилища
QA/QC входных данных (т.е. давления и дебита) является важным этапом интерпретации для получения приемлемой интерпретации.
Однако из-за человеческого фактора интерпретация может быть неполной, что может создать неопределенность в интерпретации.
Некоторые из распространенных примеров включают не включение в интерпретацию полной истории дебита, игнорирование
интерференционных эффектов, неправильный выбор модели скважины и отсутствие целостного представления.
1. Чтобы продемонстрировать влияние, здесь в качестве примера были представлены следующие случаи; На Рисунке 25/26 показаны
реальные случаи, когда интерференционные эффекты вводят в заблуждение интерпретацию как случай с закрытой границей,
поскольку интерпретация не учитывала интерференционный эффект, 2. На Рисунке 27/28 показан случай, когда целостное
соответствие (т. логарифмический, полулогарифмический и исторический график) требуется для получения хорошего совпадения, в
противном случае результаты будут вводящими в заблуждение. На рис. 26 показан случай, когда 1 модель разлома может получить
соответствие по логарифмическим и полулогарифмическим, но не по истории, поскольку времени BU недостаточно для
обнаружения других границ. Чтобы получить целостное соответствие (т.е. сопоставить 3 ключевых графика логарифмический/
полулогарифмический/давление), модели потребуется как минимум одна дополнительная неисправность.
Аналогично, на Рисунке 27 показан случай, когда для получения хорошего совпадения в истории давления; модель требует
большего количества разломов/границы, которых не было при сопоставлении Log-Log.
3. На рис. 29 показан случай, когда неправильная модель/перфорация скважины вводит в заблуждение результаты, особенно скин (т.е.
данные испытания скважины с различной конфигурацией интерпретируются как модель вертикальной скважины).
Machine Translated by Google
18
IPTC-20075-MS
Влияние объема ствола скважины
Неопределенность в выборе модели становится более выраженной на зрелых месторождениях, где многофазный поток нефти, воды и газа приводит к
нежелательным явлениям в стволе скважины, которые могут маскировать реальную реакцию коллектора. В то время как накопление в стволе скважины
преобладает на ранних этапах испытаний переходного давления, фазовая сегрегация/перераспределение и последующее динамическое движение
границы раздела флюидов могут продолжаться на протяжении всего испытания, маскируя оставшиеся области среднего и позднего времени. Этот эффект
еще более серьезен в случае двойного накопления в стволе скважины (т.е. накопление в стволе скважины из-за сжимаемости и накопление в стволе
скважины из-за падения уровня жидкости в стволе скважины). Следует также отметить, что эффект накопления в стволе скважины является неизбежным
явлением, которое будет иметь место при испытании скважины.
По определению, интерпретация практически невозможна в течение периода, в котором преобладает накопление в стволе скважины, и накопление
в стволе скважины будет маскировать любую другую реакцию пласта, которая могла произойти в этот период.
Следовательно, это приведет к некоторой неопределенности в интерпретации. Скважинный инструмент для закрытия скважины является оптимальным
решением для снижения эффекта накопления в стволе скважины.
Чтобы продемонстрировать воздействие, в качестве примера здесь были представлены следующие случаи;
1. На Рисунке 30 показаны 2 случая, когда интерпретация PTA одной и той же скважины с использованием внутрискважинного инструмента для
закрытия скважины и без него. Отчетливо видно, что интерпретация сомнительна без инструмента для закрытия скважины, так как линия KH не
определяется, однако интерпретация намного лучше с инструментом для закрытия скважины, где влияние объема ствола скважины невелико,
а линия KH четкая, 2. На Рисунке 31 показано случай, когда происходит накопление двойного ствола скважины, что затрудняет интерпретацию
и требует дополнительного внимания при интерпретации. Типичная характеристика двойного ствола скважины состоит в том, чтобы иметь линию
наклона, равную двум единицам. Это явление очень характерно для истощенных коллекторов.
Выводы
Исследование пришло к следующим выводам;
Чтобы получить последовательную и надежную интерпретацию, рабочий процесс PTA, включая проверки качества
в рамках 6-этапного процесса был разработан;
1. Подготовка исходных данных, включая неопределенность входных данных 2. ОК/КК,
редактирование и загрузка данных по давлению и дебиту 3. Извлечение данных для
интерпретации (т.е. определение периодов интерпретации)
4. Диагностика и идентификация возможных реализаций моделирования 5. Процесс сопоставления,
включая порядок сопоставления параметров 6.
Анализ чувствительности (т.е. потенциальные альтернативы)
Приказ обеспечить надлежащую оценку неопределенности PTA, 5 основных областей неопределенности был
идентифицированы и продемонстрированы
1. Неопределенность в свойствах коллектора 2. Неуникальность
откликов модели PTA 3. Ограниченность набора данных 4. Физическая ошибка
в данных давления/дебита и влияние человека (включая неколлекторное
воздействие на
реакция манометров, например дрейф манометра, приливной эффект и т. д.)
5. Последствия эффекта накопления ствола скважины
Рабочий
процесс был использован и проверен на различных примерах.
Machine Translated by Google
IPTC-20075-MS
использованная литература
1. Скорость разгрузки затрубного пространства и влияние объема ствола скважины и скин-эффекта, Генри Дж. Рэми, мл.
Рэм Г. Агарвал, SPE 3538, 1972 г. 2. Использование производной давления, Доминик Бурде, SPE Оценка пласта, июнь
1989 г.
3. Состояние тестирования оптимальной ценности — видение и реальность, Роберт Х. Хайт, IPTC 12095, 2008 г.,
Малайзия.
4. Подводные камни в работе манометров, Дж. Кикани, PS Fair и RH Hite, SPE Formation
Оценка, 1997 г.
5. Часто задаваемые вопросы по анализу испытаний скважин, С. Даунгкаев, Ф. Холландер и AC.
Грингартен, Имперский колледж, Лондон, SPE 63077, 2000 г. 6. От
прямых линий к деконволюции: эволюция современного состояния в испытании скважин
Анализ, AC Gringarten, SPE 102079, 2006 г.
7. Использование передовых методов анализа нестационарного давления для улучшения площади дренирования
Расчеты и характеристика коллектора: тематические исследования, Kui-Fu Du, SPE 109053, 2007 г.
8. Радиус исследования для оценки запасов по гидродинамическим испытаниям скважин, Fikri J.
Кучук, SPE 120515, 2009 г.
19
