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

и величину отсекаемого участка А на ординате.

4. Определяют коэффициент гидропроводности

 

5. Определяют коэффициент проницаемости (Permeable index):

 

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):

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

7. Оценивают приведенный радиус r_пр :

8. Скин - эффект С:

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

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

10. Определяют коэффициент гидродинамического совершенства скважины α:

 

Пример.

Дано: b = 1,1; r_поверх = 0.86 т/м³; m_н = 4.5 Мпа с; h = 8 м; m = 0,2; b_ж = 9.42 х 10^-4 1/Мпа; b_с = 3.6 х 10^-41/Мпа; r_с= 0.15 м; R_к =150 м, q = 70 т/сут.

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

но не lg2 – lg1!!!

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

i = 0.072.

А = 0.331

 

1.
2.
3.
4.
5.
6.

 

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

-Строят график DR¸lg (T_раб +t_зап)/t_зап.

-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

Параметр Kh по М.Кристиану

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

Пример.

h = 12 м.

Q = 463 см³/с

m = 0,8 мПа с

b = 1,136

i = 1,2

 

 

 

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:

 

И приведенный радиус:

Коэффициент продуктивности составит:

Где tgi= (p₂-p₁)/(lgt₂ –lgt₁).

Коэффициент гидропроводности:

Коэффициент продуктивности:

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

Коэффициент проницаемости определяют из формулы:

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.