Исследование скважин. ИС ЛР - 3 Басиров В - 4. Лабораторная работа 3 Построение кривой восстановления давления и определение гидродинамических параметров пласта (без учета притока)
 Скачать 30.45 Kb.
|
Цель: определение гидродинамических параметров пласта при неустановившемся режиме фильтрации жидкости. Задачи: научиться построению кривых восстановления давления и определению гидродинамических параметров пласта. Значительно большее количество сведений о продуктивном пласте дают методы исследования переходных процессов от стационарного к нестационарному (или наоборот) фильтрации жидкостей и газов. Они позволяют раздельно оценить параметры призабойной и удаленной зон пласта, неоднородность и тип коллектора, выявить эффективность воздействия на призабойную зону скважин и на весь продуктивный пласт и определить текущую нефтенасыщенность пласта. Наибольшее распространение на практике, получило исследование “Метод снятия кривых восстановления давления (КВД)”. Суть исследования состоит в том, что скважина до исследования работала продолжительное время T в стационарных условиях отбора Q const . Затем, в какой-то момент, принимаемый в дальнейшем за t 0, скважину закрывают. После остановки скважины замеряется изменяющееся во времени забойное Pct) и устьевые Pб tPгt давления. Метод КВД применяют в условиях проявления в пласте упругого режима. Такие условия возникают при остановках, пусках и изменениях режима эксплуатации скважины. Дано: Таблица 1
1. По данным таблицы 1 построим график КВД в координатах р(t)lgt. При построении КВД за начало координат времени и депрессии принимается их минимальное значение (lg(t)min и P(t)min). 2. По конечному прямолинейному участку проведем асимптоту.  Рисунок 1 – Кривая восстановления давления (КВД) по методу касательной (MDH) 3. По двум точкам асимптоты определить lg i :  4. Рассчитать точку пересечения асимптоты с осью ΔP(t):  5. Рассчитать коэффициент гидропроводности пласта: Величина коэффициента гидропроводности пласта определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта,  . =  = 193,85 где: Qж – м3/сут – дебит скважины по жидкости; bж = bн  (1 - nв) + bв nв = 1,39bн – объемный коэффициент нефти; nв – обводненность в долях; bв – объемный коэффициент воды = 1; если nв = 0, то bж = bв. 6. Вычислить коэффициент подвижности пласта:   =  = 0,11 где: h – эффективная нефтенасыщенная толщина, см. 7. Определить проницаемость пласта: Проницаемость – способность горной породы пропускать через себя жидкость под воздействие перепада давления, мкм2 k = ( ) µж = 0,06 мкм2где: µж = µн (1 - nв) + µв nв = 0,58 мПа сµн – вязкость пластовой нефти, мПа с;µв – вязкость пластовой воды, мПа с;nв – обводненность в долях; если nв = 0, то µж = µв. 8. Вычислить относительную пьезопроводность пласта: 1/с  =   = 156,52 1/с9. Вычислить коэффициент пьезопроводости пласта: Скорость распространения импульса давления в пласте, см2/с χ =  = 5369,63 см2/сгде: β* упругоемкость пласта, 1/атм, принимаем равным β* = 2,6 10-5 1/атм.10. Определить приведенный радиус скважины: см rспр =  = 5,323 см11. Определить функцию: ln  =  = B = 7,94где: ΔPст – последняя точка КВД. 12. Определить приведенный радиус скважины: rспр = Rk e-B = 5,857 смгде: Rk– половина расстояния между скважинами  200-250 м.13. Вычислить функцию: с  = 2,25  = 51129,09 с14. Вычислить коэффициент продуктивности скважин:  η =  =  = 8,84 15. Определить время стабилизации режима: час tст = 2,78 10-4 ( ) (0,86 - 0,17 ln(ln )) = 7,22 часов16. По данным таблицы построить график КВД в координатах Pз – ln((T+t)/t). T – время эксплуатации скважины до проведения нестационарного гидродинамического исследования (время выбирается исходя из варианта по списку в месяцах и переводится в секунды). 17. По конечному прямолинейному участку провести асимптоту и на пересечении с осью Pз определить величину Pпл.  Рисунок 2 – Рабочий график кривой восстановления давления Pпл = 26,31 МПа |