Способы определения пластового давления

Методы определения пластовых давлений

Измерения проводятся как в работающих, так и в остановленных скважинах. Для определения давления в остановленной и работающей газовых скважинах существуют две возможности: непосредственное измерение на забое глубинными приборами и измерение на устье статического и динамического давлений и пересчет их на необходимую глубину. Для чисто газовых месторождений проведение глубинных дорогостоящих и трудоемких замеров не обязательно. На месторождениях, которые разрабатываются предприятием Надымгазпром, определение пластового давления проводится расчетным путем по замерам на устье остановленных добывающих скважин, а также скважин наблюдательного фонда.

Пластовым давлением в остановленной скважине считается величина, полученная при полной стабилизации давления на забое после закрытия скважины. От того насколько полно восстановилось давление в точке замера после остановки скважины, зависит точность определения пластового давления. Время, необходимое на восстановление пластового давления по отдельным скважинам, зависит от фильтрационных свойств пласта и меняется в широком диапазоне от нескольких часов до нескольких месяцев. Для сеноманских отложений время полного восстановления давления незначительно и составляет 30-40 минут, т.е. измерение статического давления на устье скважины необходимо проводить по прошествии этого времени.

Значительную роль при анализе изменения давлений в процессе разработки, в достоверности построения карт давлений играет точность замеров давлений в скважинах, что связано с конструкцией манометра и его техническим состоянием. Максимальная погрешность прибора, зависящая только от его конструктивных особенностей, определяется его классом точности — величиной, численно равной процентному отношению максимально возможной погрешности к пределу измерения прибора. Применяемые на промыслах глубинные манометры обычно имеют класс точности от 0,4 до 1. Такую точность можно было бы считать достаточной, если бы удавалось замерять давления этими приборами таким образом, чтобы погрешности при всех замерах имели один и тот же знак и примерно одинаковую величину.

Из-за неудовлетворительного технического состояния приборов фактические погрешности в замерах могут значительно превышать погрешности, определяемые классами точности. Использование данных таких замеров при построении карт изобар в некоторых случаях может привести к очень большим погрешностям (особенно в градиентах давлений, определяемых по картам изобар).

Применяемые для замеров приборы необходимо как можно чаще и тщательней тарировать. Для замеров давлений в скважинах, эксплуатирующих один объект, следует применять по возможности одни и те же приборы в течение всего периода замеров.

Источник

Способы определения пластового давления

Ильгиз Асадуллин запись закреплена

7. Понятие пластового, приведенного и забойного давлений, способы их определения

Пластовое давление ‑ это давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно определяется:
1) путем прямых измерений глубинными манометрами;
2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления;
3) по глубине статического уровня;
4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов.
Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамические условия пласта из скважин, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи.

Забойное давление ‑ это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. Его определяют:
1) прямым измерением глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство;
2) измерением глубины динамического уровня;
3) измерением давлений на устье скважин.
В добывающих скважинах рзаб рпл. Основным требованием к определению забойного давления является обеспечение замеров при установившемся режиме работы скважин.
В чисто газовых скважинах пластовое давление рГ не определяют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величиной устьевого давления ρу и относительной плотности газа по воздуху δГ по барометрической формуле

Приведенное пластовое давление— это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам.
Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:

Рпл.пр=Рпл.з±rgh
где Рпл.з
— замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения
Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв.
1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления.
В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотностипластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв.
5 — нефти.
Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг
скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным.
Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Источник

Обзор методов определения пластового давления в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС»

1. Понятие «пластовое давление»

Пластовое давление — давление на условном контуре питания и является мерой энергетического состояния пласта. Согласно большинству определений, под пластовым давлением подразумевается давление на условном контуре питания скважины.

Получение достоверных данных о начальном и текущем пластовом давлении в нефтегазонасыщенном пласте на различных стадиях разработки дает информацию об энергетическое потенциале объекта и является одной из основных задач контроля разработки месторождений.

Начальное пластовое давление имеет место до начала разработки или ввода в эксплуатацию скважин в новых участках по площади резервуара. Текущие пластовые давления формируются в нефтегазонасыщенном пласте в процессе извлечения из него флюида системой эксплуатационных скважин. Его распределение по площади пласта характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

Начальное и текущее пластовое давление приводят к горизонтальной плоскости, обычно к водонефтяному и или газоводяному контакту (ВНК, ГВК).
На практике пластовое давление определяется, как правило, в остановленных или простаивающих скважинах. Однако фактическое определение пластового давления в остановленной скважине осложняется недостаточным для стабилизации временем остановки скважин и влиянием соседних работающих скважин, что выражается в отсутствии установившегося давления в остановленной скважине.

Современные программные продукты по интерпретации гидродинамических исследований имеют различные методы определения пластового давления. Выбор наиболее корректного метода зависит от многих факторов – конструкции заканчивания скважины (вертикальная, горизонтальная, с ГРП и др.), фильтрационных свойств пласта и геолого-промысловых условий разработки месторождения.

В настоящем обзоре приведены методы определения пластового давления, реализованные в ПО «Мониторинг ГДИС». Также на сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» рассмотрена последовательность определения пластового давления различными методами с выбором наиболее корректного значения по результатам интерпретации КВД газовой скважины после проведения большеобъемной кислотной обработки.

2. Метод аппроксимации КВД экспоненциальной зависимостью

Метод основан на аппроксимации КВД зависимостью y(t)=P_pl-C∙exp(-mt).

В качестве интервала аппроксимации рекомендуется выделять конечный участок кривой продолжительностью около ½ от КВД. Метод может давать погрешности для значительно недовосстановленных КВД.
На рисунке 1 приведено окно программы с диаграммой давления и полученным значением на глубине установки манометра, равном 42,555 МПа.

Рис. 1 Окно программы «Мониторинг ГДИС» с результатом определения пластового давления методом аппроксимации КВД

3. Метод Хорнера

Метод Хорнера основан на аппроксимации зависимости давления после остановки скважины на КВД формулой:

При больших значениях времени КВД Δ t по сравнению с временем работы скважины с дебитом q переменная X (безразмерное время) стремится к 1, а давление p(X) – к начальному давлению в пласте pin, которое принимается за пластовое давление ppl. К недостатку метода следует отнести неприменимость при сложной истории работы скважины и не учёт падения давления в пласте в процессе разработки.

На рисунке 2 приведена диаграмма и результат определения пластового давления методом Хорнера 43,61 МПа.

Рис. 2 Диаграмма определения пластового давления методом Хорнера

4. Метод псевдоустановившегося состояния PSS

Метод псевдоустановившегося режима (состояния) основан на приближенном решении задачи о запуске в работу вертикальной скважины в пласте, ограниченном непроницаемым контуром площадью А. Согласно этому решению давление на скважине, запущенной в работу с постоянным дебитом на поверхности q через время t определяется соотношением:

где Rw – радиус скважины, A-площадь зоны дренирования, Re –условный радиус контура питания, а CA — коэффициент формы зоны дренирования. В частности, для круговой границы CA=31.62.
К недостаткам метода относится отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором. На результат имеет существенное влияние давление перед КВД Pwf и других параметров. Физический смысл определяемого давления соответствует начальному давлению Pi, а не текущему пластовому давлению.
На рисунке 3 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления методом псевдоустановившегося состояния.

Рис. 3 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом псевдоустановившегося состояния PSS

5. Метод материального баланса

Метод матбаланса или среднего пластового давления в зоне дренирования основан на законе сохранения массы для замкнутого коллектора и позволяет провести оценку текущего пластового давления для условий ограниченной области дренирования скважин, например в зоне дренирования скважины в низкопроницаемом пласте с отсутствием или весьма малым влиянием окружающих скважин. В простом виде метод записывается как

где Pср — текущее среднее давление, Vp – объем поровой части коллектора, t – время работы скважины, Q=qt – накопленная добыча, A – площадь коллектора.
Комбинируя выражение (2) и выражение (3) получаем соотношение для нахождения текущего среднего пластового давления в виде

К недостаткам метода относятся отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором (как вариант, замена скин-фактора загрязнения на суммарный скин-фактор).
Для расчета среднего пластового давления методом матбаланса используются данные эффективной толщины пласта, пористости, коэффициента сжимаемости Ct (упругоёмкости пласта), дебита скважины, площади дренирования (по значению радиуса исследований), начального пластового давления, продолжительности исследований. На рисунке 4 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления.

Рис. 4 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом матбаланса

6. Метод построения модельной кривой к началу истории работы скважины (Pi)

Метод основан на совмещении с помощью нелинейной регрессии данных замера и модельной кривой на интервале КВД и продолжение модельной кривой давления назад по времени до первой точки истории дебитов, которая по смыслу является начальным пластовым давлением Pi. На рисунке 5 приведена диаграмма модельной кривой давления, полученная в результате интерпретации КВД газоконденсатной скважины, и значение параметра в точке Pi, равное 43,2643 МПа.

Рис. 5 Фактическая диаграмма КВД и модельная кривая давления на интервалах КВД и полной истории работы скважины

Источник