Расчет параметров пласта по КВД,

Стр 1 из 10Следующая ⇒

записанной после продолжительной отработки скважины

Цель работы

Построить кривую восстановления давления после продолжительной отработки скважины. По полученной КВД определить:

1. фильтрационные параметры пласта:

- гидропроводность;

- проницаемость;

- пьезопроводность;

2. оценить состояние призабойной зоны скважины (скин-эффект);

3. коэффициент продуктивности скважины (фактический и потенциальный).

Общие сведения

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации предполагает изучение зависимости изменения забойного давления от времени при переходе от одного стационарного состояния к другому. Полученная в результате зависимость между изменением давления на забое скважины от времени называется кривой восстановления (падения) давления (КВД).

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по полученной и обработанной КВД.

В нефтепромысловой практике при обработке КВД применяется упрощенное решение основного дифференциального уравнения упругого режима для точечного источника-стока в бесконечном пласте. Решение этого уравнения представляет собой прямолинейную зависимость между изменением давления и логарифмом времени. При этом неоднородность призабойной зоны учитывается при помощи показателя скин-эффекта или приведенного радиуса скважины.

В данной лабораторной работе рассмотрен случай обработки КВД, когда кривые восстановления давления записываются после отработки скважины в течение длительного времени Т, которое намного продолжительнее времени восстановления давления t (Т> > t). Определение параметров пласта в этом случае получают методом проведения касательной к последним точкам КВД, построенной в полулогарифмических координатах.

Итак, исходным уравнением для расчета параметров пласта по КВД, записанной после продолжительной отработки скважины, является выражение

, (1)

где Р_с – забойное давление, Па;

Р_пл – пластовое давление, Па;

q – дебит скважины на забое, м³/с;

r_c – радиус скважины, м;

h – толщина пласта, м;

k – проницаемость пласта, м²;

– пьезопроводность, м²/c;

– вязкость жидкости, ;

t – время записи КВД, с.

Предыдущее уравнение запишем в виде:

. (2)

Введем обозначения:

; . (3)

Тогда выражение для представится в виде:

. (4)

Это уравнение прямой линии. Коэффициент i является угловым коэффициентом КВД в координатах (полулогарифмические координаты) и определяется как:

. (5)

Коэффициент В является отрезком оси , отсекаемым полученной прямой линией, и определяется в точке lg t = 0.

Уравнение (1) предполагает линейный характер (при построении графика КВД в полулогарифмических координатах) роста давления после остановки скважины. Однако при реальных исследованиях скважин практически не встречается КВД, которые имели бы на рабочем графике прямолинейную форму. Начальный участок КВД в координатах , как правило, отклонен в сторону оси абсцисс (рисунок 1).

Рисунок 1. Рабочий график кривой восстановления давления

Искажение КВД на начальном этапе восстановления давления вызвано продолжающимся поступлением жидкости в скважину после ее остановки. На искривление начального участка КВД влияет также скин-эффект.

Графическое представление процесса исследования скважины в полулогарифмических координатах позволяет выделить конечный прямолинейный участок КВД (участок АБ). Эта часть КВД соответствует закону фильтрации в удаленной части пласта, описываемому исходным уравнением (1). Поэтому коэффициенты В и i уравнения прямой, проведенной через последние точки КВД, прямо определяются непосредственно из графика на рисунке 1 по точке пересечения этой прямой с осью давления и по тангенсу угла наклона прямой к оси абсцисс.

Гидропроводность пласта в соответствии с формулами (1) – (4) определяется следующим образом:

. (6)

Проницаемость:

или . (7)

Пьезопроводность:

, (8)

где и – сжимаемости смеси и скелета пласта, Па^-¹;

m – пористость.

Скин-эффект равен:

, (9)

где – забойное давление, замеренное при времени t = 1 ч.

Коэффициент продуктивности:

· фактический

; (10)

· потенциальный

. (11)

Пример.

Скважина работала непрерывно в течение 9 месяцев, после чего скважину остановили на 8, 8 часа и записали КВД.

По скважине известно:

дебит скважины на забое q = 38, 4 м³/сут;

давление забойное Р_с = 11, 0 МПа;

толщина пласта h = 10 м;

пористость m = 0, 2; сжимаемость смеси МПа^-1;

сжимаемость скелета пласта МПа^-1;

вязкость нефти сП;

радиус скважины r_c = 0, 1 м;

радиус контура питания r_к = 200 м.

В таблице 1 приведены данные «давление – время», полученные после обработки диаграммы давления.

Таблица 1.

Данные «давление – время»,

полученные после обработки диаграммы давления

№ пп Р_с, МПа t, с № пп Р_с, МПа t, с

11, 00 26, 12

11, 55 26, 44

13, 02 26, 48

14, 86 26, 61

17, 62 26, 75

19, 93 26, 82

21, 88 26, 85

23, 41 26, 82

24, 67 26, 85

25, 59 26, 88

25, 93 26, 88

Решение.

Поскольку скважина работала продолжительный период времени перед остановкой и время притока намного превышает время КВД, то для интерпретации диаграммы давления выбран рабочий график с координатами Δ .

По данным таблицы 1 строится рабочий график КВД в полулогарифмических координатах Δ (рисунок 2).

На прямолинейном участке кривой произвольно выбираются две точки с координатами (Δ Р₁, lg t₁) и (Δ Р₂, lg t₂, ) например, точки с координатами и , и определяется значение i:

МПа/л.ц.

Δ P, МПа

lg t

Рисунок 2. Интерпретация КВД, записанной после продолжительной

Отработки скважины

Измеряется отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка: В = 12, 9 МПа.

Гидропроводность пласта равна

Проницаемость пласта определяется по формуле:

Пьезопроводность равна

Скин-эффект

Коэффициент продуктивности

· фактический

· потенциальный

Как видно, потенциальный коэффициент продуктивности в 3, 7 раза выше фактического. Поэтому после воздействия на пласт дебит может быть увеличен почти в четыре раза.

Задание.

Скважина работала непрерывно в течение 11 месяцев, после чего скважину остановили на 8, 7 часа и записали КВД.

По скважине известно:

дебит скважины q = 39, 2 м³/сут;

толщина пласта h = 10 м;

пористость m = 0, 2;

сжимаемость смеси МПа^-1;

сжимаемость скелета пласта МПа^-1;

вязкость нефти сП;

радиус скважины r_c = 0, 1 м;

радиус контура питания r_к = 200 м.

Вариант №1 Вариант №2

№ пп	t, c	Р_с, МПа

		50, 5
		65, 2
		83, 6
		111, 2
		134, 3
		153, 8
		169, 1
		181, 7
		190, 9
		194, 3
		196, 7
		199, 4
		199, 8
		201, 1
		202, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 8

№ пп	t, c	Р_с, МПа

		55, 5
		67, 2
		83, 8
		111, 2
		134, 9
		154, 2
		169, 1
		181, 7
		190, 9
		194, 3
		196, 7
		199, 4
		201, 8
		202, 1
		203, 5
		204, 2
		204, 5
		204, 2
		204, 8
		204, 8

Вариант №3 Вариант №4

№ пп	t, c	Р_с, МПа

		50, 5
		65, 2
		83, 6
		111, 2
		134, 3
		153, 8
		169, 1
		181, 7
		190, 9
		194, 3
		196, 7
		199, 4
		199, 8
		201, 1
		202, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 8

№ пп	t, c	Р_с, МПа

		55, 5
		67, 2
		83, 8
		111, 2
		134, 9
		154, 2
		169, 1
		181, 7
		190, 9
		196, 3
		198, 7
		200, 4
		201, 8
		202, 1
		203, 5
		204, 2
		204, 4
		204, 2
		204, 5
		204, 5

Вариант №5 Вариант №6

№ пп	t, c	Р_с, МПа


		55, 5
		67, 2
		83, 8
		111, 2
		134, 9
		156, 4
		171, 3
		183, 9
		193, 1
		196, 5
		198, 9
		201, 6

		204, 3
		205, 7
		206, 6
		206, 7
		206, 4

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		36, 6

		55, 5
		67, 2
		77, 2
		104, 6
		128, 3
		149, 8
		164, 7
		177, 3
		186, 5
		189, 9
		192, 3

		197, 4
		197, 7
		199, 1

		200, 1
		199, 8
		200, 4

Вариант №7 Вариант №8

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		49, 3

		55, 5
		67, 2

		109, 4
		133, 1
		154, 6
		169, 5
		182, 1
		191, 3
		194, 7
		197, 1
		199, 8
		202, 2
		202, 5
		203, 9
		204, 8
		204, 9
		204, 6
		205, 2

№ пп	t, c	Р_с, МПа


		55, 5
		67, 2
		81, 4
		108, 8
		132, 5

		168, 9
		181, 5
		190, 7
		194, 1
		196, 5
		199, 2
		201, 6
		201, 9
		203, 3
		204, 2
		204, 3

		204, 6

Вариант №9 Вариант №10

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		33, 9

		55, 5
		67, 2
		88, 7
		116, 1
		139, 8
		161, 3
		176, 2
		188, 8

		201, 4
		203, 8
		206, 5
		208, 9
		209, 2
		210, 6
		211, 5
		211, 6
		211, 3
		211, 9

№ пп	t, c	Р_с, МПа


		55, 5
		67, 2
		83, 8
		111, 2
		134, 9
		156, 4
		171, 3
		183, 9
		193, 1
		196, 5
		198, 9
		201, 6

		204, 3
		205, 7
		206, 6
		206, 7
		206, 4

Вариант №11 Вариант №12

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		35, 5

		55, 5
		67, 2
		80, 3
		107, 7
		131, 4
		152, 9
		167, 8
		180, 4
		189, 6

		195, 4
		198, 1
		200, 5
		200, 8
		202, 2
		203, 1
		203, 2
		202, 9
		203, 5

№ пп	t, c	Р_с, МПа

		50, 5
		65, 2
		83, 6
		111, 2
		134, 3
		153, 8
		169, 1
		181, 7
		190, 9
		194, 3
		196, 7
		199, 4
		199, 8
		201, 1
		202, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 8

Вариант №13 Вариант №14

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		39, 3

		55, 5
		67, 2

		109, 4
		133, 1
		154, 6
		169, 5
		182, 1
		191, 3
		194, 7
		197, 1
		199, 8
		202, 2
		202, 5
		203, 9
		204, 8
		204, 9
		204, 6
		205, 2

№ пп	t, c	Р_с, МПа


		55, 5
		67, 2
		80, 9
		108, 3

		153, 5
		168, 4

		190, 2
		193, 6

		198, 7
		201, 1
		201, 4
		202, 8
		203, 7
		203, 8
		203, 5
		204, 1

Вариант №15 Вариант №16

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		35, 9

		55, 5
		67, 2
		77, 2
		104, 6
		128, 3
		149, 8
		164, 7
		177, 3
		186, 5
		189, 9
		192, 3

		197, 4
		197, 7
		199, 1

		200, 1
		199, 8
		200, 4

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		51, 5

		55, 5
		67, 2
		88, 7
		116, 1
		139, 8
		161, 3
		176, 2
		188, 8

		201, 4
		203, 8
		206, 5
		208, 9
		209, 2
		210, 6
		211, 5
		211, 6
		211, 3
		211, 9

Вариант №17 Вариант №18

№ пп	t, c	Р_с, МПа


		55, 5
		67, 2
		83, 8
		111, 2
		134, 9
		156, 4
		171, 3
		183, 9
		193, 1
		196, 5
		198, 9
		201, 6

		204, 3
		205, 7
		206, 6
		206, 7
		206, 4

№ пп	t, c	Р_с, МПа
		35, 5

		55, 5
		67, 2
		80, 3
		107, 7
		131, 4
		152, 9
		167, 8
		180, 4
		189, 6

		195, 4
		198, 1
		200, 5
		200, 8
		202, 2
		203, 1
		203, 2
		202, 9
		203, 5

Вариант №19 Вариант №20

№ пп	t, c	Р_с, МПа


		55, 5
		67, 2
		83, 8
		111, 2
		134, 9
		154, 2
		169, 1
		181, 7
		190, 9
		194, 3
		196, 7
		199, 4
		201, 8
		202, 1
		203, 5
		204, 2
		204, 5
		204, 2
		204, 8

№ пп	t, c	Р_с, МПа

		50, 5
		65, 2
		83, 6
		111, 2
		134, 3
		153, 8
		169, 1
		181, 7
		190, 9
		194, 3
		196, 7
		199, 4
		199, 8
		201, 1
		202, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 2
		203, 5
		203, 8

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒