НТВ «Каротажник», вып. 10, 2011.

УДК 550.8.05

А.И. Медведев, В. Н. Боганик, Н. А. Пестрикова

Тестовые примеры для проверки стандартной обработки данных пластоиспытателя на трубах

Для проверки достоверности результатов обработки, полученных испытателем пластов на трубах (ИПТ), необходимо иметь общедоступные выверенные тестовые примеры. Однако, такие примеры в открытой печати нам не известны. Настоящая статья восполняет этот пробел.

Ключевые слова: пластоиспытатель, тестовый пример, проверка.

Введение

При вычислениях человеку свойственно часто ошибаться [1], вероятность ошибки увеличивается при использовании разных единиц измерения. Ошибки возможны, в частности, при обработке данных ИПТ. Для проверки достоверности стандартной обработки данных ИПТ необходимо иметь выверенные тестовые примеры. В статье рассматриваются такие два примера. Достоверность примеров доказывается совпадением результатов обработки, выполненных в СевКавНИПИнефть [2], и в системе «ГДИ-эффект» [3].

Пример 1

1.1. Исходные данные

В расчетах использованы исходные одиночные (табл. 1) и табличные (табл. 2) данные.

Таблица 1. Одиночные данные в технических единицах и единицах СИ

Таблица 2. Табличные данные с забойными давлениями в ат (техническая единица) и в МПа (единица СИ)

1.2. Результат обработки примера 1

Результаты обработки ИПТ в программно-методической системе «ГДИ-эффект» [3] приведены на рис. 1. Сопоставление с данными СевКавНИПИнефть дано в табл. 3. Средний дебит притока определён по объёму притока. Кривая восстановления давления (КВД) обработана методом Хорнера.

Рис 1. Определение системой «ГДИ-эффект» продуктивности и гидропроводности в примере 1

Таблица 3. Сравнение результатов обработки ИПТ в СевКавНИПИнефть и в системе ГДИ-эффект (в технических единицах)

^*Примечание. В обработке использованы три последние по времени точки наблюдения, что в наибольшей степени приближает результат к данным СевКавНИПИнефть. Тем не менее, недостаточная продолжительность конечного участка плоскорадиального потока, представленного всего лишь тремя последними точками КВД (рис. 1), и низкий класс точности манометра (приращение давления на последних точках всего лишь 0,5 ат, что сопоставимо с погрешностью измерения давления) не позволяют надёжно провести линию Хорнера. В связи с этим погрешность определения углового коэффициента и гидропроводности составила около 15-17%.

Таблица 4. Результат обработки ИПТ в системе ГДИ-эффект в единицах СИ

1.3. Сопоставление алгоритмов расчёта в примере 1

При расчёте скин-эффекта и снижения продуктивности в примерах СевКавНИПИнефть [2] (формулы 6 и 7 на стр. 142) нужно подставлять продолжительность притока T в секундах, а не в минутах. Далее приведён исправленный по сравнению с СевКавНИПИнефть расчёт, где заменен на .

При расчёте коэффициента снижения продуктивности (дебита) в СевКавНИПИнефть получено

.

В ГДИ-эффект имеем .

Расчёт скин-эффекта в СевКавНИПИнефть дает

.

В ГДИ-эффект имеем

,

где - радиус скважины, - пьезопроводность, - гидропроводность, - коэффициент открытой пористости, - эффективная толщина пласта, - коэффициент сжимаемости пластовой воды, - продолжительность притока, - угловой коэффициент прямой Хорнера, - пластовое давление по графику Хорнера, - забойное давление в конце притока (начало КВД).

Расчёт потенциальной продуктивности в СевКавНИПИнефть: .

В ГДИ-эффект имеем .

Пример 2

2.1. Исходные данные

В расчетах использованы исходные одиночные (табл. 5) и табличные (табл. 6) данные из [2].

Таблица 5. Одиночные данные в технических единицах и единицах СИ

Таблица 6. Табличные данные в ат (технических единицах) и в МПа (единицах СИ)

2.2. Результат обработки примера 2

Результаты обработки ИПТ в программно-методической системе «ГДИ-эффект» [3] приведены на рис. 2. Сопоставление с данными СевКавНИПИнефть дано в табл. 7. Средний дебит притока определён по объёму притока. Данные КВД обработаны методом Хорнера.

Рис 2. Определение системой «ГДИ-эффект» продуктивности и гидропроводности в примере 2

Таблица 7. Сравнение результатов обработки ИПТ в СевКавНИПИнефть и в системе ГДИ-эффект (в технических единицах)

^*Примечание. В обработке использованы все точки КВД, так как они образуют прямую линию в координатах Хорнера. Достаточно продолжительный участок плоскорадиального потока (рис. 2) и лучший класс точности манометра (приращение давления на линейном участке составило 4 ат при погрешности измерения давления порядка 0,1 ат) позволили уверенно провести линию Хорнера. В связи с этим разница определений в СеверНИПИнефть и ГДИ-эффект углового коэффициента, гидропроводности и проницаемости составили менее 1%.

Таблица 8. Результат обработки ИПТ в системе ГДИ-эффект в единицах СИ

2.3. Сопоставление алгоритмов расчёта примера 2

В формулы расчёта скин-эффекта и в примерах СевКавНИПИнефть [2] (формулы 7а и 9а на стр. 144) нужно подставлять продолжительность притока T в секундах, а не в минутах. Далее приведён исправленный расчёт, где заменено на .

Расчёт коэффициента снижения продуктивности (дебита) в СевКавНИПИнефть составляет

.

В ГДИ-эффект имеем .

Расчёт скин-эффекта в СевКавНИПИнефть

.

В ГДИ-эффект имеем

где - радиус скважины, - пьезопроводность, - гидропроводность, - коэффициент открытой пористости, - эффективная толщина пласта,

- коэффициент сжимаемости пластовой воды, - продолжительность притока, - угловой коэффициент прямой Хорнера, - пластовое давление по графику Хорнера, - забойное давление в конце притока (начало КВД).

Расчёт потенциальной продуктивности в СевКавНИПИнефть .

В ГДИ-эффект .

Выводы

1. Результаты обработки данных ИПТ в СевКавНИПИнефть и в системе «ГДИ-эффект» показали практическое их совпадение в части расчёта дебита притока, пластового давления, гидропроводности и проницаемости, что может служить доказательством достоверности обоих средств стандартной обработки ИПТ.
2. В расчетах скин-эффекта СевКавНИПИнефть использует упрощённую формулу, где пьезопроводность и радиус скважины заменены среднестатистической константой. «ГДИ-эффект» использует более точное исходное выражение для скин-эффекта.
3. Получены примеры, которые могут быть использованы для проверки достоверности стандартной обработки ИПТ в той или другой программной системе.
4. При подсчете запасов [4] и при проектировании разработки месторождения [5] рекомендуется использовать данные в системе измерения СИ. Поэтому в каждом из двух примеров приведены исходные данные и результаты обработки ИПТ в системе СИ.
5. Во многих организациях архивный материал обычно представлен в технических единицах измерения. Для настройки программ на такую обработку можно воспользоваться теми же двумя примерами, исходные данные и результаты обработки которых представлены в технических единицах.

Литература

1. Боганик В.Н. Методы оперативного обобщения промыслово-геофизической информации. - М.: Недра, 1983. – 145 c.
2. Инструкция по технологии проведения работ с трубными испытателями пластов и интерпретации полученных результатов. Северо-Кавказский научно-исследовательский и проектный институт Нефтяной промышленности (СевКавНИПИнефть). – г. Грозный, 1973. – 189 с.
3. Медведев А.И., Боганик В.Н., Пестрикова Н.А. Об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2003611400 от 09.06.2003 г.
4. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Проскурина и Г.Г. Яценко. ВНИГНИ и НПЦ «Тверьгеофизика», Москва-Тверь, 2003. – 214 с.
5. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Руководители работы: Ю.Е. Батурин, П.А. Бродский, Н.Н. Лисовский, В.Е. Цой. Приложение к Приказу МПР России от 21 марта 2007 г. № 61. Вестник ЦКР 1/2007. – С. 56 – 121.

© 2011—2013, ООО «ГИС-ГДИ-эффект»