Содержание
Вариант 8 Вариант 8
№ п/п Время исследования, сек Давление, атм Скважина 8827
1 0 124,4 Месторождение Самотлорское
2 300 128,0 Дата проведения исследования 12 04 1984
3 500 129,8 Пласт БВ10
4 700 131,6 Вязкость нефти, сП 1,142
5 900 134,0 Коэф. пористости 0,2
6 1200 137,7 Коэф. объемный нефти 1,214
7 1800 143,5 Плотность нефти, кг/м3 842
8 2400 148,6 Коэф.сжимаемости нефти, 1/МПа 0,0013
9 2800 151,5 Коэф.сжимаемости породы, 1/МПа 0,000104
10 3600 156,5
11 5400 164,6 Вязкость воды, сП 0,44
12 7200 169,4 Плотность воды, кг/м3 1016
13 10800 174,4 Коэф.сжимаемости воды, 1/МПа 0,00044
14 14400 176,0
15 18000 177,0 Глубина спуска манометра, м 2210
16 21600 177,7 Дебит жидкости, м3/сут 60,0
17 25200 178,0 Эффект. мощность пласта,м 8,8
18 28800 178,2 Обводненность,% 0
19 32400 178,5 Рзаб перед остановкой, атм 124,4
20 36000 178,7 Интервал перфорации 2224,0-2248,5
21 39600 178,9 Насос ФОН
22 43200 179,0 После длительной отработки
23 46800 179,2
24 50400 179,4
25 58000 179,6
26 70200 180,1
27 90000 180,8
Выдержка из текста
ЗАДАЧА 4. РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО КВД, ЗАПИСАННОЙ ПОСЛЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОЙ ОТРАБОТКИ СКВАЖИНЫ
Исходным уравнением для расчета параметров пласта по КВД, записанной после длительной отработки скважины, является:
(2)
Предыдущее уравнение запишем в виде:
(3)
Введем обозначения:
(4)
Тогда выражение для ∆Р(t) представится в виде:
(5)
Это уравнение прямой линии. Коэффициент i является угловым коэффициентом КВД в координатах Р(t)-lgt (полулогарифмические координаты) и определяется как
(6)
Коэффициент В является отрезком, отсекаемым на оси ∆Р(t), и определяется в точке lgt= 0.
Уравнение (2) 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 на всем протяжении, на рабочем графике имели бы прямолинейную форму. Начальный участок КВД в координатах Р(t)-lgt, как правило, отклонен в сторону оси абсцисс (рис.1).
Рис.1 Рабочий график кривой восстановления давления
Графическое представление процесса исследования скважины в полулогарифмических шкалах позволяет выделить конечный прямолинейный участок КВД. При этом режим фильтрации жидкости в пласте после остановки скважины наиболее близко совпадает с теоретическим описанием некоторого идеального гидродинамического процесса, когда фактический и расчетный процессы описываются одинаковыми уравнениями, то есть уравнениями прямой.
Гидропроводность пласта в соответствии с формулами (2) — (5) определяется как
(7)
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.
Последние точки КВД (участок АБ на рис. 1) образуют прямолинейный участок на рабочем графике. Эта часть КВД соответствует закону фильтрации в удаленной части пласта, описываемому исходным уравнением (2). Поэтому коэффициенты В и i уравнения прямой, проведенной через последние точки КВД, прямо определяются непосредственно из графика на рис. 1 по точке пересечения этой прямой с осью давления и по тангенсу угла наклона прямой к оси абсцисс.
Проницаемость:
(8)
Пьезопроводность:
(9)
Скин-эффект равен:
(10)
Коэффициент продуктивности:
• фактический
ф = (11)
• потенциальный
п = (12)
Определение остальных параметров по данным графика КВД найдем непосредственно при рассмотрении конкретного примера.
ПРИМЕР 1.
КВД получена при исследовании фонтанной скв. № 8872 Талинской площади, пласт ЮК-10.
Исходные данные:
q 38,4 м3/сут
f 0,505 д.е.
Pc 11,05 МПа
Hкр 2578 м
Hп 2588 м
h 10 м
m 0,2 д.е.
βсм 1,1 *10-3 МПа-1
βп 1,0 *10-4 МПа-1
Вн 1,16
μн 1,6 сП
н 860 кг/м3
L 400 м
В табл. 1 приведены данные «давление-время», полученные после обработки диаграммы давления. В этой же табл. 1 приведены расчетные значения lgt.
Скважина начала работу в мае 1993 года и работала фонтаном непрерывно в течение 9 месяцев. В марте 1994 года скважину остановили на 8,8 часа и записали КВД.
Таблица 1.
№ пп Pc, МПа t,c lg t № пп Pc, МПа t,c lg t
1 11,55 955 2,98 11 26,44 17330 4,24
2 13,02 1905 3,28 12 26,48 18008 4,26
3 14,86 2907 3,46 13 26,61 19198 4,28
4 17,62 4820 3,68 14 26,75 20077 4,30
5 19,93 6766 3,83 15 26,82 21680 4,34
6 21,88 8739 3,94 16 26,85 23863 4,38
7 23,41 10454 4,02 17 26,82 25604 4,41
8 24,67 12505 4,10 18 26,85 27647 4,44
9 25,59 14303 4,16 19 26,88 29474 4,47
10 25,93 16152 4,21 20 26,88 31623 4,50
Расчет параметров пласта
Поскольку скважина работала продолжительный период времени перед остановкой и время притока намного превышает время КВД, то для интерпретации диаграммы давления КВД выбран рабочий график с координатами Р, lgt .
1. По данным табл.1 строится рабочий график КВД в полулогарифмических координатах Р(t) – lgt (рис.2).
2. На прямолинейном участке кривой произвольно выбираются две точки с координатами Р1, lgt1 и Р2, lgt2 и определяется значение i.
Для удобства при расчетах следует принимать значения lgt, соответствующие целым числам. Для lgt1 = 3 и lgt2 = 4 соответственно Р1 = 25,62 МПа и Р2 = 26,50 МПа.
Тогда i = МПа/л.ц.
3. Измеряется отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка В = 12 МПа.
4. Гидропроводность пласта
.
В последней зависимости размерный коэффициент 11,57 — коэффициент перевода дебита скважины, записанного как [м3/сут], в дебит в [см3/с].
5. Проницаемость пласта
.
Рис.2. Интерпретация КВД, записанной при исследовании скв. № 8872 Талинской площади, пласт ЮК-10, 23.03.1994.
6. Коэффициент пьезопроводности
.
7. Скин-эффект
S= .
8. Коэффициент продуктивности (при радиусе контура питания, равном половине расстояния между скважинами):
• фактический
ф= .
• потенциальный
п= .
Как видно, потенциальный коэффициент продуктивности в 3,2 раза выше фактического. Поэтому после воздействия на пласт дебит может быть увеличен в тр
Список использованной литературы
.