Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по дифференциальному методу Ю.Н. Борисова
Дебит нефти до остановки Q0 = 42,9 т/сут. Плотность нефти в пластовых условиях и на поверхности равны ρнпл = 794 кг/м3 и ρнпов = 860 кг/м3. Объемный коэффициент ωн = 1,1. Поперечные проходные сечения кольцевого пространства Fк = 133 см2 и фонтанных труб Fтp = 30,1 см2. Эффективная мощность пласта h = 8 м, пористость — 20 %. Вязкость пластовой нефти μн = 4,5 мПа⋅с; βн = 9,42⋅10-5 см2/кгс; βc = 1,6⋅10-5 см2/кгс. Результаты гидродинамических исследований скважины приведены в таблице 6.7.
Таблица 6.7 − Данные гидродинамических исследований скважины
| Точки | t, с | Давление, кгс/см2 | ||
| Δpзаб | Δpзат | Δpбуф | ||
| 2,24 | 0,41 | 1,99 | ||
| 3,60 | 0,82 | 2,49 | ||
| 4,23 | 1,03 | 3,08 | ||
| 4,61 | 1,13 | 3,27 | ||
| 4,78 | 1,13 | 3,39 | ||
| 4,93 | 1,03 | 3,49 | ||
| 5,03 | 0,99 | 3,54 | ||
| 5,13 | 0,93 | 3,59 | ||
| 5,21 | 0,82 | 3,59 |
В таблице 6.8 приводятся результаты обработки данных исследования скважины, а ниже даются примеры определения промежуточных функций.
Таблица 6.8 − Обработка результатов исследования скважины с учетом притока (дифференциальный метод)
| Показатели | Данные по точкам в с | ||||||||
| t1= 600 | t1= 1200 | t1= 1800 | t1= 2400 | t1= 3000 | t1= 3600 | t1= 4200 | t1= 4800 | t1= 5400 | |
| f(Δp), кгс | 250,9 | 403,2 | 460,2 | 503,2 | 527,3 | 562,4 | 582,2 | 604,9 | 632,6 |
| f′(Δp), кгс/c | 0,336 | 0,174 | 0,083 | 0,056 | 0,049 | 0,046 | 0,036 | 0,042 | 0,052 |
 | 0,693 | 0,359 | 0,171 | 0,115 | 0,101 | 0,095 | 0,074 | 0,086 | 0,110 |
 | 0,307 | 0,641 | 0,829 | 0,885 | 0,899 | 0,905 | 0,926 | 0,914 | 0,890 |
| z | 3,26 | 1,57 | 1,21 | 1,13 | 1,12 | 1,107 | 1,07 | 1,097 | 1,13 |
| Δpзабz, кгс/см2 | 7,30 | 5,65 | 5,12 | 5,20 | 5,35 | 5,46 | 5,38 | 5,63 | 5,88 |
 , кгс/с | 0,418 | 0,336 | 0,257 | 0,210 | 0,176 | 0,156 | 0,139 | 0,126 | 0,117 |
 , кгс/с | 0,082 | 0,162 | 0,174 | 0,154 | 0,127 | 0,110 | 0,103 | 0,084 | 0,065 |
| Q0ρпл − f′(Δp) | 0,149 | 0,311 | 0,402 | 0,429 | 0,436 | 0,439 | 0,449 | 0,443 | 0,433 |
| β | 0,383 | 0,362 | 0,301 | 0,250 | 0,203 | 0,174 | 0,160 | 0,132 | 0,105 |
| lg t − β | 2,395 | 2,717 | 2,954 | 3,130 | 3,274 | 3,382 | 3,463 | 3,549 | 3,627 |
Примечание. 1 кгс ≈ 10 Н; 1 кгс/см2 ≈ 0,1 МПа; 1 кгс/с ≈ 10 Н/с.
Для первой точки (t1 = 600 с):
f(Δp1) = 133 (2,24 - 0,41) + 30,1 (2,24 + 1,99) = 250,9;
Для второй точки (t2 = 1200 с) аналогично:
f(Δp2) = 133 (3,60 - 0,82) + 30,1 (3,60 - 2,49) = 403,2; 
Величины z, β вычисляются соответственно:
и т.д.
и т.д.
В результате, например,
По данным таблицы 6.8 строится кривая восстановления давления в координатах Δpзабz, lg Θ (рис. 6.8). По прямолинейному участку кривой определяются В″ = 1,6 кгс/см2 и i″ = 1,143 кгс/см2.
Параметры пласта и скважины получаются равными:
Рис. 6.8. Кривая восстановления давления на забое скважины в координатах (Δpcz), (lg t − β)
Исследование скважины способом «мгновенного подлива»
Результаты исследования представлены в таблице 6.9.
Таблица 6.9 − Результаты исследования скважин способом «мгновенного подлива»
| t, в мм бланка | lg(t), в мм бланка | Δl(t), мм |  |  |
| 34,0 | 23,0 | 0,125 | 1,097—0,903 | |
| 25,5 | 14,5 | 0,078 | 2,892—1,108 | |
| 21,5 | 10,5 | 0,057 | 2,756—1,244 | |
| 18,5 | 7,5 | 0,041 | 2,613—1,387 | |
| 17,2 | 6,2 | 0,034 | 2,632—1,468 | |
| 16,0 | 5,0 | 0,027 | 2,432—1,568 | |
| 14,2 | 3,9 | 0,021 | 2,322—1,678 | |
| 12,5 | 1,5 | 0,0081 | 3,909—2,091 | |
| 11,8 | 0,8 | 0,0043 | 3,633—2,367 | |
| 11,0 | 0,0 | |||
| (l/t)=0 |
Площадь поперечного сечения колонны исследуемой скважины F = 117 см2. Эффективная толщина пласта 8,6 м. y = 1,0. Объем вытесняемой прибором жидкости V = 20 715 см3.
Откуда:
см. В мм бланка Δl0 = 184 мм. Масштабные коэффициенты Mt = 11,09 с/мм; Ml = 9,6 мм/мм.
По данным таблицы кривая восстановления давления строится на кальке в логарифмических координатах lg[Δl(t)/Δl0], lg t и сопоставляется с теоретическими кривыми, приведенными на палетке (рис. 3.7).
Из сопоставления данных определяются параметры фактической кривой:
При потенциировании получаем:
Параметр кривой n = 0,3.
Параметры пласта и скважины получаются из расчетов:
Обработка результатов исследования скважин методом гидропрослушивания
Способом касательной
Определить способом касательной параметры ε и Χ по результатам гидропрослушивания, представленным в таблице 6.10. Импульс создан путем пуска в эксплуатацию возмущающей скважины с постоянным дебитом Q = 122 м3/сут в пластовых условиях. Расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами R = 750 м.
Таблица 6.10 − Результаты исследования скважины
| Номер точки | Время с момента пуска возмущающей скважины, мин | Изменение давления в реагирующей скважине, мм.рт.ст. | Номер точки | Время с момента пуска возмущающей скважины, мин | Изменение давления в реагирующей скважине, мм.рт.ст. | |
| 0,2 | 25,0 | |||||
| 2,25 | 29,2 | |||||
| 5,1 | 33,0 | |||||
| 8,7 | 37,0 | |||||
| 12,7 | 40,8 | |||||
| 16,7 | 44,5 | |||||
| 21,8 | 47,0 |
Кривая гидропрослушивания в координатах Δl (мм.рт.ст.) - t (с) представлена на рис. 6.9.
Рис. 6.9. Кривая гидропрослушивания с точкой перегиба
Проведем к кривой касательную из начала координат. Значения перепада давления и времени, соответствующие точке касания Δlк = 45,4 мм.рт.ст., tк = 5,2⋅104 с. По полученным значениям по формулам (3.45) и (3.46) определяются параметры пласта на участке между исследуемыми скважинами:
