Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины

Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины

Наиболее точные результаты обработки КВД без учета дополнительного притока нефти в ствол скважины можно получить при условии, что время до остановки скважины в 10 раз превышает время регистрации КВД. По Василевскому В.Н. [1] параметры продуктивного пласта определяют следующим образом.

Коэффициент гидропроводности ( подвижности ) e.

1. Глубинным манометром регистрируют изменения забойного давления (Dр) манометром или дифманометром во времени (t). Составляют таблицу

Время с момента остановки t, с lgt Pзаб, Мпа
1.78 0.041
2.08 0.082
2.26 0.147
2.48 0.231

2. Строят график зависимости Dр =f(lgt).

3. Определяют уклон прямолинейного участка кривой

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

и величину отсекаемого участка А на ординате.

4. Определяют коэффициент гидропроводности

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  
  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

5. Определяют коэффициент проницаемости (Permeable index):

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

где m - МПа с ; e - мкм2 м / Мпа с ; h - м.

6. Определяют коэффициент пьезопроводности (способность к передаче изменений давления или скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима пласта):

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

где k – коэффициент проницаемости, мкм2; mн – коэффициент вязкости, Мпа х с; m – пористость; bж и bс – коэффициенты сжимаемости жидкости и скелета породы в размерности [1/ Мпа].

7.Оценивают приведенный радиус rпр :

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

8.Скин - эффект С:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

9. Определяют коэффициент продуктивности Кпр в размерности т/(сут Мпа):

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

где e = мкм2 м / МПа с ; rповерх = т/м3, b-объёмный коэффициент нефти.

10. Определяют коэффициент гидродинамического совершенства скважины α:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

Пример.

Дано: b = 1,1; rповерх = 0.86 т/м3; mн = 4.5 Мпа с; h = 8 м; m = 0,2; bж = 9.42 х 10-4 1/Мпа; bс = 3.6 х 10-41/Мпа; rс= 0.15 м; Rк =150 м, q = 70 т/сут.

· На lg2 и lg 1 и соответствующим им значениям Dр определяем уклон и участок отсекаемой ординаты А:

Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru но не lg2 – lg1!!!

I = (0.475-0.403) / ( 2-1) ,.

i = 0.072.

А = 0.331

1. Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  
2. Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru
3.   Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru
4.   Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru
5. Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  
6. Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

Построение КВД на стационарном режиме может производится следующим образом. При стационарном режиме время работы скважины Траб не менее, чем в 10 раз больше времени записи tзап КВД.

-Строят график DR¸lg (Tраб +tзап )/tзап.

-Определяют уклон прямолинейного участка кривой

i = (DR2 - DR2) : (lg t2 –lgt1) и величину отсекаемого участка А на ординате.

Далее определяют коэффициенты гидропроводности, проницаемости и т.д.

Скин – эффект по Р.Г.Шагиеву

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

Параметр Kh по М.Кристиану

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

Где K – мкм2; q – дебит , см3/с; m - мПа с ; b – объемный коэффициент нефти; i – уклон графика

Пример.

h = 12 м.

Q = 463 см3

m = 0,8 мПа с

b = 1,136

i = 1,2

Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru

Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru

2. Определение коэффициента продуктивности скважины по методу восстановления давления при остановке насоса (по справочнику нефтегазопрмыслового геолога)

Строят график восстановления давления и по прямолинейному участку определяют уклон i.

Определяют скин эффект:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

И приведенный радиус:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

Коэффициент продуктивности составит:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

Где tgi= (p2-p1)/(lgt2 –lgt1).

Коэффициент гидропроводности:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  
  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

Коэффициент продуктивности:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

где приняты размерности: Кпр = т/(сут Мпа); e = мкм2 м / МПа с ; rповерх =т/м3.

Коэффициент проницаемости определяют из формулы:

  Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины - student2.ru  

где m - МПа с ; e - мкм2 м / Мпа с ; h - м.

Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины

Наиболее точные результаты обработки КВД без учета дополнительного притока нефти в ствол скважины можно получить при условии, что время до остановки скважины в 10 раз превышает время регистрации КВД. По Василевскому В.Н. [1] параметры продуктивного пласта определяют следующим образом.

Наши рекомендации