Полученные после обработки диаграммы давления

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 10Следующая ⇒

№ пп	P_c, ат	T, ч	№ пп	P_c, ат	T, ч	№ пп	P_c, ат	T, ч
	87, 5	2, 9		128, 3	43, 7		159, 8	75, 2
	90, 0	5, 4		131, 2	46, 6		160, 2	75, 6
	92, 0	7, 4		134, 0	49, 4		161, 5	76, 9
	95, 0	10, 4		137, 3	52, 7		162, 3	77, 7
	98, 0	13, 4		139, 4	54, 8		163, 0	79, 1
	100, 5	15, 9		141, 5	56, 9		163, 7	79, 1
	102, 5	17, 9		143, 5	58, 9		164, 4	79, 8
	104, 3	19, 7		145, 5	60, 9		165, 1	80, 5
	106, 0	21, 4		147, 5	62, 9		165, 7	81, 1
	107, 8	23, 2		149, 3	64, 7		166, 3	81, 7
	109, 2	24, 6		150, 9	66, 3		166, 8	82, 2
	112, 0	27, 4		152, 5	67, 9		167, 3	82, 7
	114, 5	29, 9		154, 0	69, 4		167, 6	83, 0
	117, 4	32, 8		155, 3	70, 7		168, 1	83, 4
	120, 0	35, 4		156, 5	71, 9		168, 4	83, 5
	122, 7	38, 1		157, 8	73, 2		168, 6	84, 0
	125, 5	40, 9		159, 0	74, 4		168, 8	84, 2

Решение.

Поскольку скважина практически не работала перед «остановкой», то подобрать какую-либо известную схему расчета не представляется возможным, так как во всех схемах обязательным условием является отбор жидкости из пласта при времени отбора, сопоставимым со временем КВД или превышающим это время. Рабочий график строится в координатах Р* –lg t, где .

1. По данным таблицы 1 строится рабочий график КВД в полулогарифмических координатах Р(t) – lg t (рисунок 1) в том же масштабе, что и графики эталонных кривых (рисунок 2).

2. Фактический график КП накладывается на эталонный график и параллельным перемещением этих графиков относительно друг друга вдоль оси абсцисс находится такая кривая на эталонном графике, которая наиболее полно совпадает со сравниваемой кривой на всей ее протяженности.

Рисунок 1. Рабочий график КП в скважине № 14378

Самотлорской площади

На рисунке 2 показана такая процедура. Сравниваемая кривая ближе всего совпадает с эталонной кривой 10, соответствующей С_б= 10⁶.

№ пп
С_б	10^-3	10^-2	10^-1	10⁰	10¹	10²	10³	10⁴	10⁵	10⁶	10⁷

Рисунок 2. Интерпретация КВУ, записанной при ГДИ

В скв. № 14378 Самотлорской площади

3. Устанавливается соответствие между произвольно выбранным значением фактического времени t на графике КП и безразмерным временем t_б на графике эталонных кривых.

Для t_б/С_б =10⁰соответствующее значение t = 10^{4, 583} = 38312 c.

4. Гидропроводность пласта определяется по формуле:

5. Проницаемость пласта:

6. Коэффициент пьезопроводности:

7. Коэффициент продуктивности:

Заметим, что обычный расчет параметров пласта с построением КП (в принятых методиках – КВД) в координатах «давление – логарифм времени» и применением метода касательных дал гидропроводность, равную 0, 6 , что в 10 раз меньше величины гидропроводности, рассчитанной по графикам эталонных кривых.

Следует также обратить внимание на то, что сравниваемая кривая в рассмотренном нами примере явно совпала с эталонной кривой только на интервале относительного давления Р* от 1 до 0, 4.

На рисунке 2 приведены эталонные кривые притока Р_с^*= Ф(С_б, t_б).

На интервале Р* от 0, 4 до 0, 2 фактическая КП отклоняется от выбранной эталонной кривой в сторону соседней эталонной кривой, которая соответствует емкости скважины в 10 раз меньшей по сравнению с выбранной кривой. В данном примере емкостный показатель стал уменьшаться за счет того, что сжимаемый газ в затрубном пространстве, находящийся над уровнем жидкости в скважине, привел к снижению эффекта послепритока. В данном примере переход фактической кривой с одной эталонной кривой на другую связан не с изменением наклона скважины, а, как видим, с проявлением эффекта сжатия газа в затрубном пространстве.

В целом же, разработанная методика обработки кривых притока предусматривает перед нахождением наиболее подходящей совпадающей кривой на графике эталонных кривых сначала «расчленение» фактической кривой на отдельные участки, соответствующие движению уровня жидкости в затрубном пространстве по тем или другим участкам искривленного ствола скважины. И именно с учетом особенностей полученных КП подбирается наиболее совпадающие интервалы эталонных кривых соответствующим интервалам рабочего графика.

Задание.

Построить кривую давления при притоке после создания скачка депрессии на пласт. Рассчитать параметры пласта по полученной КП.

По скважине известно:

интервал перфорации 1855-1866 м;

пористость 0, 2;

сжимаемость смеси 1, 1 ;

сжимаемость породы пласта 1, 0 ;

объемный коэффициент нефти 1, 16;

вязкость нефти в пл. условиях 1, 06 сП;

плотность нефти 0, 86 г/см³;

расстояние между скважинами 400 м;

радиус нососно-компрессорных труб 0, 063 м.

Таблица 2.

Данные «давление-время»,

Полученные после обработки диаграммы давления

№ пп	P_c, ат	T, ч	№ пп	P_c, ат	T, ч	№ пп	P_c, ат	T, ч
	90, 2	2, 9		131, 0	43, 7		162, 5	75, 2
	92, 7	5, 4		133, 7	46, 6		162, 9	75, 6
	94, 7	7, 4		136, 7	49, 4		164, 2	76, 9
	97, 7	10, 4		140, 0	52, 7		165, 0	77, 7
	100, 7	13, 4		142, 7	54, 8		165, 7	79, 1
	103, 2	15, 9		144, 2	56, 9		166, 4	79, 1
	105, 2	17, 9		146, 2	58, 9		167, 1	79, 8
	107, 0	19, 7		148, 2	60, 9		167, 8	80, 5
	108, 7	21, 4		150, 2	62, 9		168, 2	81, 1
	111, 5	23, 2		152, 0	64, 7		169, 0	81, 7
	111, 9	24, 6		152, 7	66, 3		169, 5	82, 2
	114, 7	27, 4		155, 2	67, 9		170, 0	82, 7
	117, 2	29, 9		156, 7	69, 4		170, 3	83, 0
	120, 1	32, 8		158, 0	70, 7		170, 8	83, 4
	120, 0	35, 4		159, 2	71, 9		171, 1	83, 5
	125, 4	38, 1		160, 5	73, 2		171, 3	84, 0
	128, 2	40, 9		161, 7	74, 4		171, 5	84, 2

Таблица 3.

Варианты

№ пп	забойное давление, (начальное), ат	пластовое давление, ат	эффективная толщина пласта, м
	85, 5		6, 6
	86, 0		6, 8
	86, 5		7, 0
	87, 0		7, 2
	87, 5		7, 4
	88, 0		7, 6
	88, 5		7, 8
	85, 5		8, 0
	86, 0		8, 2
	86, 5		8, 4
	87, 0		8, 6
	87, 5		8, 8
	88, 0		9, 0
	88, 5		9, 2
	85, 5		9, 4
	86, 0		9, 6
	86, 5		9, 8
	87, 0		10, 0
	87, 5		10, 2
	88, 0		10, 4

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Практическая работа № 1

Определение производительности, отношения продуктивностей

И скин-эффекта для нефтяных скважин

По данным восстановления давления

Цель работы

По данным восстановления давления определить производительность скважины, оценить состояние призабойной зоны.

Общие сведения

Производительность скважины определяется по формуле:

, (1)

где – эффективная проницаемость, м²;

– мощность пласта, м;

– установившийся дебит перед закрытием скважины, м³/с;

– вязкость нефти, ;

– объемный коэффициент нефти;

– тангенс угла наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления в зависимости от (для бесконечной системы) или (для ограниченной системы),

здесь – продолжительность остановки продуктивной скважины, с;

– время работы скважины на постоянном режиме, с;

– объем добытой нефти с последнего замера давления, м³.

Изменение давления в скважине, находящейся в ограниченной системе (эксплуатационная колонна окружена другими эксплуатационными скважинами), будет таким же, как в бесконечной системе, пока волна депрессии в пласте не достигнет контура питания либо границы интерференции, связанной с взаимодействием с близлежащими скважинами.

Время , требуемое для того, чтобы волна депрессии в пласте достигла контура питания, может быть вычислено по уравнению:

, (2)

где – пористость;

– сжимаемость нефти, ;

– радиус контура питания, м;

– безразмерное время, за которое волна депрессии достигнет контура питания.

Для определения можно использовать кривую восстановления давления в координатах (безразмерное давление) – (безразмерное время) (рисунок 1).

0, 445

Рисунок 1. Зависимость от

Экстраполяция прямолинейного участка этой кривой на ось абсцисс показывает, что полное восстановление давления произойдет при , поэтому уравнение (2) можно записать в виде:

. (3)

Если меньше, чем , то значение тангенса угла наклона прямолинейного участка КВД следует определять по графику зависимости давления в скважине от . Если больше, чем (волна депрессии в пласте не достигла контура питания), то используют график зависимости давления в скважине от .

Отношение производительности , определенной с помощью коэффициента продуктивности (без учета скин-эффекта), к фактической производительности , определенной по кривой восстановления давления (с учетом скин-эффекта), имеет вид:

, (4)

где – радиус скважины, м;

– пластовое давление, Па;

– давление в скважине перед закрытием, Па.

Отношения производительности вычисляется при известном радиусе дренирования и достаточно продолжительной эксплуатации скважины с постоянным дебитом.

Отношение производительностей также называют степенью повреждения пласта или фактором повреждения.

Значения , не превышающие 0, 8, указывают на наличие повреждений или что проницаемость в прискважинной зоне меньше, чем в области дренирования. Значения в диапазоне от 0, 8 до 1, 2 говорят о том, что повреждения отсутствуют или незначительны. Значения более 1, 2 указывают на то, что проницаемость в прискважинной зоне выше, чем в области дренирования.

Перепад давления вызывает приток жидкости к скважине с дебитом, зависящим от свойств пласта, вязкости жидкости, сопротивления (повреждения или скин-эффекта), сформировавшегося около скважины как результат бурения, заканчивания и эксплуатации скважины.

Решение уравнения диффузии для определения распределения (или восстановления) давления не содержит скин-эффект. И поскольку эффект сконцентрирован у стенки скважины или в прискважинной зоне, Ван Евердинген предложил модификацию решения уравнения диффузии для распределения давления в бесконечном пласте с учетом повреждения пласта:

, (5)

где – давление в пласте до закрытия, Па;

– скин-эффект.

Когда время работы скважины на постоянном режиме на много больше времени восстановления давления , применяется формула:

, (6)

здесь – давление в скважине, полученное по результатам гидродинами-ческого исследования.

Вычтем уравнение (6) из (5) и получим:

. (7)

Так как и , то уравнение (7) примет вид:

. (8)

Перейдем в выражении (8) от натурального логарифма к десятичному, подставим значение и соответствующее значение скважинного давления (давление в скважине через час после закрытия), тогда получим:

. (9)

Из полученного выражения получим следующую формулу для определения скин-эффекта:

. (10)

Определение скин-эффекта – это еще один способ оценки сопротивления в прискважинной зоне. Положительные значения указывают на загрязнение прискважинной зоны, в то время как отрицательный скин-эффект говорит об устранении сопротивлений (проведены геолого-технические мероприятия по интенсификации притока). Значения , близкие к нулю (от -0, 5 до 0, 5), указывают на малые или незначительные сопротивления (проницаемость прискважинной зоны приблизительно равна проницаемости в области дренирования).

Преимущества метода оценки сопротивления по скин-эффекту состоят в том, что полного восстановления давления не требуется и радиус области дренирования может быть не известен.

Пример.

Найти производительность, оценить состояние призабойной зоны (определить отношение продуктивностей и скин-эффект).

По скважине известно:

область дренирования скважины 162000 м²;

эффективная мощность пласта 6, 4 м;

пористость 0, 16;

вязкость нефти 0, 7 сП;

объемный коэффициент нефти 1, 29;

сжимаемость нефти в коллекторе ;

радиус скважины 7, 62 см;

установившийся дебит перед закрытием скважины ;

объем добытой нефти с последнего замера давления 678, 93 м³;

статическое давление скважины 16, 534 МПа.

Получены следующие данные восстановления давления (таблица 1):

Таблица 1.

время, , ч
давление в сква-жине , МПа	10, 99	15, 393	15, 666	15, 792	15, 932	16, 051	16, 17	16, 24

время, , ч
давление в сква-жине , МПа	16, 296	16, 352	16, 401	16, 436	16, 471

Решение.

По результатам гидродинамического исследования (таблица 1) строим график – зависимость давления в скважине от логарифма времени (рисунок 1).

По графику определяем угол наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления:

Используя уравнение (1) находим производительность скважины

и проницаемость

Радиус контура питания находим по формуле:

где – площадь области дренирования.

Итак,

, МПа

, ч

Рисунок 2. Кривая восстановления давления

Время , требуемое для того, чтобы волна депрессии в пласте достигла контура питания, равно:

Так как меньше, чем , то график для определения значения тангенса угла наклона прямолинейного участка выбран правильно.

Отношение продуктивностей, рассчитанное по формуле (4), равно

что свидетельствует о наличии повреждений (проницаемость в прискважинной зоне меньше, чем в области дренирования).

Этот факт подтверждается и значением скин-эффекта , для расчета которого требуется определить (экстраполяция прямого участка КВД на ось ординат, рисунок 2).