|
Лабораторная работа №1
Расчет параметров пласта по КВД,
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 Рс – забойное давление, Па;
Рпл – пластовое давление, Па;
q – дебит скважины на забое, м3/с;
rc – 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 Рс = 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 rc= 0,1 м;
радиус контура питания rк = 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
|
Рс,МПа
|
t, с
|
№ пп
|
Рс,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 
По данным таблицы 1 строится рабочий график КВД в полулогарифмических координатах Δ  (рисунок 2).
На прямолинейном участке кривой произвольно выбираются две точки с координатами (ΔР1, lg t1) и (ΔР2, lg t2,) например, точки с координатами  и  , и определяется значение i:
 МПа/л.ц.
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 rc= 0,1 м;
радиус контура питания rк = 200 м.
Вариант №1 Вариант №2
№ пп
|
t, c
|
Рс, 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
| |
Скачать 0.85 Mb.
