После кратковременной отработки скважины

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 10Следующая ⇒

Давление, соответствующее точке пересечения прямой, проходящей через последние точки КВД, с осью ординат, равно пластовому давлению: Р_пл = 22, 2 МПа.

На прямолинейном участке кривой произвольно выбираются две точки с координатами (Р₁; lg((T+t₁)/t₁)) и (Р₂; lg((T+t₂)/t₂)), и определяется значение i.

Для удобства при расчетах следует принимать значения lg((T+t)/t), соответствующие целым числам. Для lg((T+t₁)/t₁) = 0 и lg((T+t₂)/t₂) = 1, соответственно Р₁ =22, 2 МПа и Р₂ = 21, 1 МПа.

Тогда МПа/л.ц.

Гидропроводность пласта

Проницаемость пласта

Пьезопроводность

Скин-эффект

Коэффициент продуктивности:

· фактический

;

· потенциальный

Задание.

Перед запуском скважины в эксплуатацию в ней выполнено ГДИ путем свабирования и отработки в течение 20 часов с последующей записью КВД продолжительностью также 20 часов.

В таблице 2 приведены данные «давление – время», полученные после обработки диаграммы давления.

По скважине известно:

давление забойное Р_с = 15, 8 МПа;

сжимаемость смеси МПа^-1;

сжимаемость скелета пласта МПа^-1;

пористость ;

объемный коэффициент нефти В_н= 1, 13;

радиус скважины r_c = 0, 1 м;

радиус контура питания r_к = 250 м.

Построить КВД, рассчитать параметры пласта.

Таблица 2.

Данные «давление – время»,

Полученные после обработки диаграммы давления

№пп	Р_с, МПа	t, с	№пп	Р_с, МПа	t, с
	15, 8			17, 27
	15, 91			17, 82
	15, 92			19, 25
	15, 94			20, 31
	15, 97			21, 31
	16, 00			21, 55
	16, 15			21, 64
	16, 42			21, 7
	16, 67			21, 75
	16, 9			21, 78

Таблица 3.

Варианты для расчета параметров пласта по КВД,

Записанной после кратковременной отработки скважины

Вариант	дебит q, м³/сут	толщина пластаh, м	вязкость нефти m, сП

		6, 0	0, 83
		6, 5	0, 86
		7, 0	0, 89
		7, 5	0, 92
		8, 0	0, 95
		8, 5	0, 98
		9, 0	1, 01
		9, 5	1, 04
		10, 0	1, 07
		10, 5	1, 10
		10, 5	1, 13
		10, 0	1, 16
		9, 5	1, 19
		9, 0	1, 22
		8, 5	1, 25
		8, 0	1, 28
		7, 5	1, 31
		7, 0	1, 33
		6, 5	1, 39
		6, 0	1, 42

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Лабораторная работа № 3

Расчет параметров пласта по КП

(кривой давления при притоке),

записанной после создания скачка депрессии на пласт

Цель работы

Построить кривую давления при притоке после создания скачка депрессии на пласт. По полученной КП определить:

1. фильтрационные параметры пласта:

- гидропроводность;

- проницаемость;

- пьезопроводность;

2. коэффициент продуктивности скважины (фактический и потен-циальный).

Общие сведения

Кривые притока, регистрируемые глубинными манометрами, получают при пуске скважины в работу после создания резкого скачка депрессии на пласт.

К таким исследованиям можно отнести процессы, возникающие при открытии клапана испытателя пластов, когда давление столба жидкости в частично заполненной колонне бурильных или насосно-компрессорных труб резко передается на пласт. При этом жидкость в скважине изолируется от пласта пакером. При создании депрессии на пласт пластовый флюид поступает в бурильные трубы, и рост столба жидкости в колонне труб увеличивает давление на пласт. Таким образом фиксируется изменение давления на забое скважины – регистрируется кривая притока.

То же самое происходит при снижении давления в скважине компрессированием, когда после снижения уровня жидкости в ней при нагнетании воздуха в затрубное пространство осуществляется резкий выпуск воздуха на поверхности. Заполнение скважины поступающим из пласта пластовым флюидом сопровождается снижением депрессии на пласт. Давление на забое фиксирует кривую роста давления – кривую притока.

В книге Карнаухова М.Л. «Гидродинамические исследования скважин в процессе бурения» (изд. Недра, 1991 год, 203 с.) подробно описаны приемы интерпретации диаграмм давления при свободном поступлении жидкости в трубы после резкого создания депрессии на пласт.

Суть этих методик состоит в применении эталонных кривых притока, полученных в результате решения исходного дифференциального уравнения фильтрации:

, (1)

где – давление на расстоянии от скважины при времени t, Па;

m – пористость;

m – вязкость, ;

b – сжимаемость, Па^-1;

k – проницаемость, м².

При решении уравнения (1) приняты следующие условия:

1. Внешняя граница предполагается бесконечной с постоянным начальным давлением на ней .

2. Внутренняя граница предполагается весьма малой (но конечной) с заданным начальным давлением на ней.

3. Дебит равен скорости накопления жидкости в скважине (трубах):

,

где – дебит жидкости, м³/с;

– объем поступившей жидкости за время t, м³.

В общем случае забойное давление определяется из выражения

, (2)

где – давление в скважине в момент времени t, Па;

давление в начале притока, Па;

–дополнительное давление, оказываемое столбом жидкости, поступившей в скважину в период исследования, Па.

Связанное с накоплением жидкости в трубах дополнительное давление можно представить как

, (3)

где –объем поступившей жидкости за время t, м³;

C_Т– емкостный показатель, характеризующий прирост жидкости в трубах при притоке на единицу изменения давления в них (емкость труб),

; (4)

здесь –площадь сечения внутренней полости труб (бурильных – при работе с ИПТ, обсадных – при обычных исследованиях), м²;

h – прирост жидкости в трубах, м;

_п– удельный вес поступившего флюида, ;

– внутренний радиус трубы, м.

Решение уравнения (1) имеет вид:

, (6)

где

, (7)

здесь – безразмерный параметр емкости скважины;

– безразмерный параметр времени исследования пласта;

k – проницаемость, м²;

m – пористость;

m – вязкость, ;

h – толщина пласта, м;

r _c – радиус скважины, м.

Расчет параметров по эталонным кривым притока сводится к сопоставлению (сравнению наложением) реальных кривых притока , перестроенных в том же масштабе, что и эталонные кривые, и к поиску той эталонной кривой, которая наиболее полно совпадает с ней на всем ее протяжении. Тогда по соответствующему найденной кривой параметру С_б находится пористость пласта, а по данным соответствующих значений по шкале абсцисс t_б/С_б – проницаемость пласта.

Разработанная методика расчета параметров пласта по данным эталонных кривых притока позволяет помимо проницаемости пласта определять еще и его пористость, чем выгодно отличается от всех известных методик обработки КП.

Пример.

Кривая притока получена при исследовании скв. № 14378 Самотлорской площади. Пласт АБ1(1-2).

Исходные данные:

забойное давление (начальное) 85 ат;

пластовое давление 185 ат;

интервал перфорации 1845-1856 м;

эффективная толщина пласта 6, 6 м;

пористость 0, 2;

сжимаемость смеси 1, 1 ;