Обработка результатов исследования скважины со снятием КВД на забое при эксплуатации трещиноватых пластов

Кривая восстановления давления на забое скважины, эксплуатирующей трещиноватый пласт, снята после ее остановки (см. таблицу 4.2). Дебит нефти до остановки 2599 см³/с. Эффективная толщина пласта равна 9,8 м; коэффициент пористости блоков — 0,1. Вязкость нефти в пластовых условиях 7,34 мПа⋅с, β_н = 7,5⋅10^-5 см²/кгс; β_c = 1⋅10^-5 см²/кгс.

Таблица 4.2 − Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое (1 кгс/см² ≈ 0,1 МПа)

i	t, мин	Δpi, кгс/см2		i	t, мин	Δpi, кгс/см2
						7,99
		2,11		16√2	8,76
	√2	2,60			9,67
		3,31		32√2	10,51
	2√2	4,05			11,60
		4,98		64√2	12,80
	4√2	5,59			14,19
		6,62		128√2	15,79
	8√2	7,30			17,52

Притоком жидкости в скважину после ее остановки пренебрегается, так как не были сняты дополнительно кривые восстановления на буфере и в затрубном пространстве.

Для выбранных значений t_i (с 6 до 14 точки) по формуле (4.5) вычисляются значения S_i и изложенным выше способом наносится сетка прямых Δp_i, S_i. Например, для t_i = 32 мин Δp_i = 9,67:

В координатах Δp_i, S_i (рис. 4.4) проводятся соответствующие прямые до их пересечения. Через узлы построенной сетки проводятся кривые Δp_i, S_i (с целью разгрузки графика нанесены кривые только для четных номеров i), и одним из указанных выше способов подсчитываются значения интегралов, входящих в выражение (4.4), а затем и самой функции ψ(t₀) при дискретных значениях t₀ (таблица 4.3).

Рис. 4.4. Вспомогательные зависимости Δp_i(S_i)

Таблица 4.3 − Значения расчетных величин при обработке кривой восстановления давления

t0, с	(t0+τ), τ=1430	ln t0	ln (t0+τ)	ψ(t0)
		5,481	7,421	3,963
		5,827	7,478	4,635
		6,174	7,555	5,338
		6,520	7,654	6,066
		6,867	7,779	6,823
		7,214	7,933	7,619
		7,560	8,117	8,468
		7,907	8,330	9,389
		8,253	8,570	10,252

По данным таблицы 4.3 кривая восстановления давления строится в координатах ψ(t₀), ln t₀ (рис. 4.5). Поскольку пласт заведомо трещиноват, а кривая имеет выпуклый характер, используем начальный прямолинейный ее участок, который соответствует зависимости (4.2).

Определяем величины В_н и i_н из системы уравнений для двух точек на прямой, например:

откуда B_н=-6,92; i_н=1,985.

Рис. 4.5. Кривая восстановления давления в координатах ψ, ln t₀

Выбирая два достаточно больших значения t₀₁ = 64 мин и t₀₂ = 32, по формулам (4.6) находим:

При известной величине τ находятся значения ln (t₀+τ) и строится кривая восстановления давления в координатах ψ, ln (t₀+τ), рис. 4.6. При больших значениях t₀ расчетные точки ψ хорошо ложатся на прямую, соответствующую зависимости (4.3).

Величина В_н определяется из системы уравнений для двух последних точек, лежащих на прямой

откуда В_н = −20,65.

Рис. 4.6. Кривая восстановления давления в координатах ψ, ln (t₀+τ)

По формулам (4.7)-(4.10) определяются параметры пласта и скважины:

Вывод: по результатам проведенных ГДИ скважины на неустановившихся режимах со снятием КВД, которая была проинтерпретирована и рассчитаны основные гидродинамические параметры трещиноватого пласта.

Раздел 5 Приборы и оборудование для гидродинамических исследований скважин