определение фильтрационных параметров продуктивного пласта. РГЗ 3 Определение фильтрационных параметров продуктивного пл. Определение фильтрационных параметров продуктивного пласта по данным

• Название: Определение фильтрационных параметров продуктивного пласта по данным
• Анкор: определение фильтрационных параметров продуктивного пласта
• Дата: 30.04.2023
• Размер: 149 Kb.
• Имя файла: РГЗ 3 Определение фильтрационных параметров продуктивного пл.doc
• Тип: Пояснительная записка; #1098743

Министерство общего образования Российской Федерации

Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова

(технический университет)
Расчетно-графическое задание №3

П о дисциплине Основы нефтегазового дела




^{(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)}


ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема: Определение фильтрационных параметров продуктивного пласта по данным

г идродинамических исследований


Автор: студент гр. НГ-02 _______________ /Лобачева Е.С./

^{(подпись) (Ф.И.О.)}

ОЦЕНКА: _____________
Д ата:
ПРОВЕРИЛ преподаватель ________________ / Блинов /

^{(должность) (подпись) (Ф.И.О.)}

Санкт-Петербург

2004 г.

Задание. Вариант 9.

Разведочная скважина после спуска эксплуатационной колонны диаметром 146мм на глубину 2220м была опробована с помощью испытателя пластов, спущенного на бурильных трубах диаметром 114мм. Интервал испытания 2150-2180 м приурочен к продуктивному горизонту 2150-2200 м, представленному крупнозернистыми песчаниками нижнего мела (пористость 0,1). Диаметр скважины по долоту в интервале испытания 215 мм. Температура на забое 63°C. Скважина заполнена буровым раствором плотностью 1300 . Перед испытанием бурильные трубы были залиты водой до глубины 1000 м от устья. Во время испытания, проведенного в один цикл, глубинный манометр записал следующие значения забойного давления:

Период	Время с начала периода, мин	Забойное давление, МПа
Открытый	0	11,3
	30	19,0
Закрытый	0	19,0
	3	23,7
	5	24,0
	120	25,0

При подъеме бурильных труб были отобраны пробы газоводяной смеси, лабораторный анализ которых дал следующие результаты, % по объему:

метан - 52

этан - 3

пропан - 2

бутан - 2,5

пентан - 2

гексан - 2

- 37,5

Плотность дегазированной нефти 830 . Коэффициент сжимаемости .
Выполнение задания.

Из ранее выполненных расчетов известны:

Пористость пласта:

m=0,2

Сжимаемость пластовой жидкости:



Вязкость:



Дебиты в забойных условиях:


I Выбор системы координат для построения рабочего графика КВД (Кривой восстановления давления).

1) Показатели послеприточного эффекта :



где - объем подпакерного пространства при установке пакера на расстоянии от забоя

- коэффициент сжимаемости пластового флюида

q - дебит

Послеприточный эффект можно не учитывать, т.к.
2) С учетом полученного значения a, а также проведения испытания в один цикл заключаем, что в соответствии с указаниями предложенной в методическом пособии таблицы 4 для построения графика кривой восстановления давления можно использовать абсциссу X1:

,

где - длительность периода испытания

Для построения графика КВД рассчитаем значения забойного давления в зависимости от координаты X1:

, мин	3	5	120
X1	1,04	0,84	0,09
pc, МПа	23,7	24,0	25,0

Пример расчета X1:




3) По точке пересечения прямой, проходящей через конечные точки КВД, с осью давления находим величину пластового давления . Наклоны начального и конечного участков по формуле:





Проверяем правильность определения величины пластового давления:


4) Гидропроводность призабойной зоны:



Проницаемость призабойной зоны пласта:



Гидропроводность удаленной зоны пласта:



Проницаемость удаленной зоны пласта:


5) Судя по графику КВД, излом кривой давления находится на значении абсциссы , что соответствует времени . Тогда радиус зоны загрязнения определяется по формуле:

,

где - коэффициент пьезопроводности пласта.
Общая величина скин-эффекта:



Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины вследствие загрязнения призабойной зоны:



Поскольку величина удовлетворяет условию 0< 6) Этот вывод подтверждается и расчетом радиуса исследования пласта:



Это означает, что зона возмущения давления в процессе испытания скважины вышла далеко за пределы загрязнения зоны пласта.
7) Потенциальный дебит скважины:

,

что незначительно превосходит фактический дебит, полученный при испытании.

Средний за период испытания перепад давления между скважиной и пластом:

0,5*(11,3+19,0)=9,95МПа

Фактический коэффициент продуктивности скважины:



Потенциальный коэффициент продуктивности:

Перепад давления между пластом и скважиной, заполненной пластовым флюидом до устья:



Тогда дебит скважины с учетом фактического коэффициента продуктивности и потенциальный дебит соответственно равны:





Анализируя результаты испытания скважины, можно обратить внимание на ее невысокую продуктивность. Это объясняется не очень большим перепадом давления между пластом и фонтанирующей скважиной. Коэффициенты фактической и потенциальной продуктивности скважины близки по значению. Это говорит о том, что потенциал скважины используется практически полностью. Для того чтобы и в дальнейшим реализовывать возможности скважины в наиболее полной мере, целесообразно провести работы по устранению загрязнения призабойной зоны пласта.