Motivation
Changing production (or injection) rate is leading to pressure response which depends on the properties of connected beddings.
This gives an idea of assessing formation properties by analysing a pressure transition from one flow regime to another which is called Pressure Transient Analysis.
Definition
Pressure Transient survey (PTA) is
Drawdown survey (DD) is
Build-up survey (BUS) is
Fall off survey (FOS) is
Objectives
| Primary deliverables | Conditional Deliverables | |||
|---|---|---|---|---|
| 1 | Assess current formation pressure | p_e | ||
| 3 | Assess skin-factor | S | Assess formation damage Assess formation penetration Identify fracture-network development around the well | |
| 4 | Assess formation transmissibility | \sigma | Assess permeability k assuming flowing thickness h is known Assess flowing thickness h assuming permeability k is known Assess water-oil column assuming permeability k and flowing thickness h are both known | |
| 5 | Assess minimum drainable volume around the well | V_\phi | Assess minimum hydrocarbon reserves around the well Assess drainage area A around the well assuming flowing thickness h is known Assess flowing thickness h assuming the drainage area A around the well is known | |
| 6 | Identify boundary type PSS, \, SS, \, BAFFLE and assess its proximity r_e | |||
| 7 | Identify fracture presence and assess its size X_f | |||
| 8 | Assess the fracture opening threshold \delta P_{X_f} | |||
| 9 | Assess the presence r_{ext} of remote reservoir composition areas and its transmissibility \sigma_{ext} | Pick up the channel size/proximity Pick up the oil-water front and its proximity Pick up the oil-gas front and its proximity |
Анализ переходных процессов давления ( PTA = Pressure Transient Analysis) производится над откликом забойного давления в скважине на изменение ее дебита (запуск скважины после простоя, остановка скважины после работы, увеличение или снижение дебита).
Если давление возрастает (например, после остановки добывающей скважины, либо после запуска в работу нагнетательной скважины), то PТА также называется Кривой Восстановления Давления (КВД), если же давление в стволе падает (например, после остановки нагнетательной скважины, либо после запуска в работу добывающей скважины), то PТА также называется Кривой Падения Давления (КПД).
Такого рода анализ возможен, когда забойное давление является достаточно высоким, а противодавление в линии сбора достаточно низким, что в сумме не мешает насосу работать с постоянным дебитом.
Если же снижение забойного давления искусственно ограничено, а пластовое давление на контуре питания не поддерживается, то КПД насоса начнет падать и дебит скважины начнет планомерно снижаться вплоть до полного останова. Учитывая, что снижение отборов приведет к замедлению падения пластового давления, этот период может занимать значительное время и методы анализа такого режима описаны в разделе Анализ Транзиентов Дебита (RTA).
В отличие от анализа продуктивностей, PTA не требует априорной информации о пластовом давлении.
Более того, PTA позволяет произвести оценку текущего пластового давления (на момент начала записи транзиента) или начального пластового давления (на момент начала записи истории дебита).
При этом для оценки текущего пластового давления PTA не требует длительных остановок скважины для стабилизации давления, что делает эту методику очень популярной на практике.
В отличие от анализа продуктивностей, PТА позволяет определить скин-фактор скважины и гидропроводность пласта независимо друг от друга.
В целом параметры скважины и пласта, определяемые с помощью PTA делятся на две категории: первичные (которые участвуют во всех моделях диффузии – см. таблицу 1) и вторичные (которые характерны для выбранной отдельных моделей диффузии – см. таблицу 2).
Табл. 1. Первичные параметры диффузионной модели, определяемые на основе PTA
| Пластовое давление на начало записи дебита | Pi |
| Скин-фактор (качество связи скважины с невозмущенной зоной пласта) | S |
| Влияние ствола скважины (вызванное сжимаемостью стволового флюида и эффектами послепритока) | CS |
| Гидропроводность пласта (или нескольких композитных зон) | σ |
| Тип и расстояние до границы (контура питания) | re |
Вторичных параметров намного больше, так как библиотека диффузионных моделей весьма богата.
В Таблице 2 представлены только несколько популярных типов.
Табл. 2. Популярные вторичные параметры диффузионной модели, определяемые на основе PTA
| Тип и полудлина трещин | Xf |
| Параметры двойной пористости (или двойной проницаемости) | λ, ω |
| Наклон скважины к пласту | θslant |
| Степень и местоположение вскрытия пласта | hw, Zw |
| Длина и местоположение горизонтального ствола | Lw, Zw |
| Отношение вертикальной и горизонтальной проницаемости | kv/kh |
Главным преимуществом PТА является возможность независимого определения пластового давления, скин-фактора и гидропроводности пласта, а также оценки типа и удаления границы.
Главными недостатками PTA являются
- сильная чувствительность к качеству данных по давлению (требуется высокая разрешающая способность манометра)
- чувствительность ряда параметров (например гидропроводности и скин-афктора) к качеству данных по дебиту
- сильная зависимость результатов от интерференции с соседними скважинами, что ограничивает анализ короткими временами транзиентов
и как следствие может привести к
- неверной оценки пластового давления
- неверной оценки скин-фактора
- неверной оценки гидропроводности
- неверной оценке типа и расстояния до динамической границы
PTA включает в себя четыре шага:
- Построение диагностического графика
- Выбор наиболее адекватной диффузионной модели из библиотеки типов
- Адаптация модели к данным исследования
- Качественный анализ отклонений данных от модели
На Рис. 1 представлена схема проведения PТА и типичный отклик давления на тестируемой скважине P1, в условиях простоя соседних скважин.
| ||||||||||
https://www.arax.team/company/personal/user/36/tasks/task/view/9134/ | ||||||||||
Карта с проницаемостью
На этом графике видно, что отклик на тестируемой скважине P1 имеет библиотечный вид, соответствующий режиму частично ограниченной диффузии, сформированной разломами.
На Рис. 2 представлен PTA на той же скважине, но при работающих соседних скважинах.
| ||||
https://www.arax.team/company/personal/user/36/tasks/task/view/9136/ | ||||
На этом графике видно, что отклик на тестируемой скважине P1 сильно искажен на средних и поздних временах влиянием соседних скважин и логарифмическая производная в разные времена времени имеет разные библиотечные типы. По-сути, тест частично испорчен и анализ диффузии должен быть ограничен временем выхода на полку бесконечно-действующего радиального потока (БДРП). На Рис. 2 видно, что на скв. P1 это удается сделать, так как влияние соседей сказывается на весьма поздних временах, уже после выхода на полку БДРП. По-сути испорченным оказывается только анализ границ. А вот на скв. P2 (Рис. 3) влияние соседей оказалось более катастрофичным и испортило отклик на более ранних временах, когда диффузия еще не вышла на режим БДРП. В таком случае по PTA не удается определить ни скин-фактор, ни гидроповодность (см. Табл. 1).
Табл. 1. Сравнение истинных значений и результатов интерпретации PTA
Величина | Аббр. | Истинное | Интрпр. PTA | |
1 | Пластовое давление | Pi | 5000 | 5000 |
2 | Скин-фактор | S | 0.129 | 0.07 |
3 | Гидропрводность | σ | 990 | 1210 |
| ||||
https://www.arax.team/company/personal/user/36/tasks/task/view/9138/ | ||||
