В статье сделан анализ источников ошибок при определении фильтрационных, энергетических параметров нефтяного пласта, а также продуктивных параметров добывающих скважин.
Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, пластовое давление, забойное давление, коэффициент продуктивности, дебит, стационарный режим, кривая изменения давления, кривая восстановления давления.
В настоящее время гидродинамические исследования скважин и пластов, играют существенную роль в совокупном решении задач для рациональной разработки месторождений. И стоит отметить, главным инструментом проектирования разработки нефти и газа стали являться численные фильтрационные модели. Но, в связи с этим появляется потребность в достоверности получаемой информации, которая может повлиять на адекватную оценку в определении фильтрационных свойств нефтяных пластов, полученных методом гидродинамических исследований скважин.
На разных этапах проведения ГДИС присутствуют ошибки при измерении полученных данных, и чтобы узнать ряд каких ошибок существенно влияют на получение достоверной информации, то для начала нужно сделать классификацию источников ошибок и в последствии их устранить. Для того чтобы дать ответ на поставленный вопрос стоит проанализировать насколько обширна на практике доля исследований, которая поможет эти ошибки ликвидировать. В качестве примера были взяты материалы Арланское месторождения, пластов и скважин за 2002 г. по 2008г. Проанализировав данное месторождение, выяснилось, какие именно причины повлияли на неточность полученных результатов определяемых параметров [1–3]. Давления и дебита при установившихся режимах.
По полученным материалам Арланского месторождения также выяснилось, что из-за некоторых ошибок 266 из 340 исследований скважин были забракованы:
Анализ ошибок, влияющих на измерение давления
Погрешность (ошибка) измерения — оценка отклонения величины измеренного значения величины от её истинного значения. Погрешность или ошибки измерения является характеристикой (мерой) точности измерения.
Одним из способов измерения давления в скважинах является прямой метод, то есть регистрация параметров давления осуществляется глубинными манометрами, а также они являются основными источниками информации о свойствах пласта. Качество глубинных манометров и датчиков давления определяется по их характеристикам, а именно точность и разрешающая способность. Например, если нужно получить измерения забойного или пластового давления, то главной характеристикой для измерительного средства будет являться его погрешность, если нужно получить информацию для регистрации изменения кривых падения и восстановления давления во времени, то главной характеристикой для этого измерительного прибора будет являться разрешающая способность.
Чтобы дать объяснение выше сказанному, рассмотрим пример, где присутствуют работа пяти разных автономных манометров разного производства, и их поделили по такому принципу: первые три прибора погрузили в скважину одновременно, а остальные два имели записи давления с аналогичным темпом роста. После чего выяснится, что у некоторых приборов измерения давления, показания на графике будут выглядеть в виде чередующихся палочек и их высота является реальной разрешающей способностью. Также высота этих палочек может вызвать трудности при последующей интерпретации получаемых данных и при выборе интерпретационной модели пласта.
Также бывают случаи, когда не возможно найти ни фильтрационные параметры пласта, ни интерпретационную модель пласта. Такие моменты обычно бывают, когда, на графики происходит большой разброс точек производной давления, то есть происходит предварительное сглаживание кривых. Для наглядного понимания рассмотрим рисунки 1 и 2. На рисунке 1 отображены кривые изменения производных давления красного и синего цвета. Кривые красного цвета показывают давление манометра с высокой разрешающей способностью, а синего с низкой разрешающей способностью. Стоит отметить, что все замеры давления манометрами производились во время КВД. На рисунке 2 показан график регистрации манометра с низкой разрешающей способностью, построенный по КВД.
Рис. 1. Диагностические графики, построенные по кривым восстановления давления, замеренным манометром с низкой разрешающей способностью (синяя линия) и с высокой разрешающей способностью (красная линия)
Рис. 2. График регистрации манометра с низкой разрешающей способностью
Также можно сделать вывод по рисунку 3, то как относительная погрешность давления влияет на погрешность коэффициента продуктивности пласта при различных показателях депрессии, а именно, что чем меньше величина депрессии тем больше она влияет на погрешность определения коэффициента продуктивности и при показателях депрессии 0,05 МПа погрешность может достигать 70 %.
Рис. 3. Оценка влияния относительной погрешности измерения давления на относительную погрешность коэффициента продуктивности при разной величине депрессии
Анализ ошибок, влияющих на измерение дебита
Существенную ошибку в измерении дебита вносит неполное количество данных об истории ее работы или же ее отсутствие отсюда следствие, что полученные результаты становятся не достоверными. Отсюда следует, что потребность иметь всю историю дебита за период которые предшествует началу исследований необходим. Также нельзя забывать, что переменный дебит скважины напрямую влияет на процесс восстановления давления [4, 5, 6].
Проведем анализ на то, как погрешность измерения дебита будет влиять на качество определения фильтрационных параметров. Чтобы получить ответ на поставленный вопрос воспользуемся уравнение изменения давления, вызванного работой скважины с переменным дебитом [6]:
где:
p ws — текущее забойное давление во время регистрации КВД
P i - пластовое давление;
т — тангенс угла наклона прямой линии при обработке КВД в полулогарифмических координатах;
q J — текущий дебит жидкости;
q N — дебит жидкости в момент закрытия скважины на КВД;
N — количество узлов дебита жидкости до закрытия на КВД;
t N -время работы скважины до закрытия на КВД;
t j — текущее время до закрытия на КВД;
Δ t — текущее время после остановки скважины.
Рассмотрим ситуацию, что замеры погрешностей дебита будут одинаковыми, тогда из выше рассмотренного выражения, тангенс угла наклона і не будет зависеть от погрешности измерения дебита, потому что данное выражение входит в отношение дебитов. На рисунке 9 виден результат влияния, что на погрешности коэффициента продуктивности и проницаемости одинаково влияет погрешность определения дебита, а на погрешность скин-фактора влияние будет в разы больше.
Рис. 4. Оценка относительных погрешностей коэффициента продуктивности, проницаемости и скин-фактора, вносимых одинаковой относительной погрешностью измерения переменного дебита
Вывод
После анализа ошибок, которые вносят измерительные приборы связанные с измерением давления, что при небольшой величине депрессии на пласт (0.05 МПа) погрешность определения коэффициента продуктивности может достигать 70 %. Отсюда следует, чтобы избежать данной ошибки нужно использовать манометры с высокой разрешающей способностью
Ошибки, которые возникают при определении фильтрационных параметров из-за погрешности измерения дебита, связаны с недостаточной продолжительностью истории работы скважины.
Литература:
- Крыганов П. В. Анализ возможных причин недостоверности материалов гидродинамических исследований скважин Покровского месторождения / П. В. Крыганов, Р. Ф. Исмагилов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИНефть». — 2009. — Вып. 140. — С. 126–139.
- Крыганов П. В. Анализ технических и технологических факторов, оказывающих влияние на возможность интерпретации гидродинамических исследований скважин нефтяного месторождения / П. В. Крыганов, Р. Ф. Исмагилов // Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений: материалы /8-я Между нар. науч.-техн. конф. (19–21 мая 2009; Томск). — Томск: Изд-во Том. ун-та, 2009. -C. 76–77.
- Крыганов П. В. Анализ технических и технологических причин недостоверности результатов гидродинамических исследований скважин / П. В. Крыганов, Р. Ф. Исмагилов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. науч. тр. / III Всероссийская научно-практическая конференция Западно-Сибирского общества молодых инженеров-нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society of Petroleum Engineers (SPE) (22 апреля 2009; Тюмень). — Тюмень: Типография «Печатник», 2009. — С. 39–46.
- Акрам X. Исследование малодебитных скважин в России / X. Акрам, С. Г. Вольпин, Ю. А. Мясников, И. Р. Дияшев, У. Д. Ли, А. Н. Шандрыгин // Нефтегазовое обозрение — Шлюмберже. — Весна 1999. -Том 4. № 1.- С. 4–13.
- Вольпин С. Г. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов / С. Г. Вольпин, Ю. А. Мясников, А. В. Свалов // Нефтяное хозяйство. — 2000. — № 12. — С. 8–10.
- Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин / Р. Эрлагер. «Регулярная и хаотическая динамика». — Институт компьютерных исследований. — 2006. — 512 с
