Таблица 5.2. 6. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам. Пример. 1. Фильтрация однофазной жидкости в однородном пласте.

Таблица 5. 2

Аналитические формулы зависимости Н* (р*) для несцементированных песков

	Интервалы р*	Н* (р*)
= 0, 005	0 15 15 50 50 200	Н* = 0, 375 · р* Н* = 0, 649 · р* — 4, 175 Н* = 0, 852 · р* — 16, 231
= 0, 010	0 15 15 30 30 100	Н* = 0, 390 · р* Н* = 0, 623 · р* — 3, 306 Н* = 0, 814 · р* — 10, 030
= 0, 015	0 20 20 66, 7	Н* = 0, 428 · р* Н* = 0, 784 · р* — 7, 219
= 0, 020	0 13, 8 13, 8 50	Н* = 0, 383 · р* Н* = 0, 751 · р* — 5, 372
= 0, 030	0 7 7 33, 3	Н* = 0. 278 · р* Н* = 0, 697 · р* — 3, 273
= 0, 040	0 7 7 25	Н* = 0, 285 · р* Н* = 0, 683 · р* — 3, 013
= 0, 050	0 7 7 20	Н* = 0, 301 · р* Н* = 0, 678 · р* — 2, 746

Если точки для рассматриваемого режи­ма работы скважины (р_пл, Г и p_заб, Г) располагаются в одной области зависимо­стей Г (р), т. е. не разделяются прямой, то величина Δ Н определяется по формуле

                                                                                                             (5. 39)

где а — угловой коэффициент зависимости Н* (р*) в соответствующей области;

- среднее давление (между р_пл и р_заб).

Если точки р_пл, Г, и р_заб, Г расположены по разным сторонам от разграничительной прямой, то величины  и  необходимо рассчитывать по табл. 5. 2 (или определять по рис. 5. 7) в зависимости от р_пл и р_заб. Величина  при этом опреде­ляется как

                                                   ,                                             (5. 40)

где

                                                    (5. 41)

Величина проницаемости при этом рассчи­тывается по формуле

                                                      .                                              (5. 42)    

Если скважина эксплуатирует несколько пластов, вскрытых единым фильтром, то ее необходимо исследовать одновременно глу­бинными дебитомером (расходомером) и манометром.

На рис. 5. 8 в качестве примера при­водится профиль притока жидкости в сква­жину по разрезу пласта, зафиксированный глубинным дебитомером на одном из ре­жимов ее работы.

Снятие профилей притока на нескольких режимах работы скважины с одновремен­ным замером забойного давления на каж­дом из них позволяет определить для каж­дого пласта (пропластка) величины коэф­фициента продуктивности (или приемисто­сти - для нагнетательных скважин) и теку­щего пластового давления.

Если индикаторные кривые по скважинам и по пропласткам на исследуемом объек­те получаются прямолинейными, то для указанных целей достаточно исследовать скважины на трех режимах работы. Если же можно ожидать нелинейности индика­торных кривых, то исследования следует проводить на пяти - семи режимах. Резуль­таты исследования по пропласткам и для всего пласта в целом наносятся на общий график (рис. 5. 9).

 

Рис. 5. 8. Каротажная диаграмма (а) разреза пласта и профиль притока (б), снятый глубинным дебитомером на одном из режимов работы скважины.

Рис. 5. 9. Индикаторные линии по скважине с тремя пропластками в раз­резе пласта и общая индикаторная ли­ния по скважине.

 

Коэффициенты про­дуктивности определяются для каждого j–того пропластка по формуле

                                                                                                               (5. 43)

где Q_i; Q_i+1 и ; - дебиты пропластков и соответствующие им забойные давления на двух режимах работы скважины.

 Пластовые давления в каждом из про­пластков определяются путем экстраполяции индикаторных линий до пересечения с осью забойных давлений (при Q = 0 = р_пл).

Величина общего коэффициента продук­тивности по скважине должна быть равна сумме коэффициентов продуктивности всех действующих пропластков.

Параметры пласта по каждому из про­пластков рассчитываются по формулам (5. 13) и (5. 14).

6. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам

 

Пример. 1. Фильтрация однофазной жидкости в однородном пласте.

 Определить гидропроводность пласта в районе нефтяной экс­плуатационной скважины, имеющей индикаторную диаграмму, приведенную на рис. 6. 1 (K=tgj=160 т/(сут× МПа)) при следующих исходных данных:

s_ср=250 м; r_с=0, 15 м; п=10, эффективная толщина h = 12 м; С=8, 7, вязкость нефти m_н = 3, 8 мПа× с; объемный коэффициент b = 1, 1, плотность жид­кости в поверхностных условиях r_пов =0, 86 т/м³. Определить гидропровод­ность пласта e и его проницаемость к.

 

  

 

Рис. 6. 1. Индикаторные диаграммы добывающей скважины:

а – в координатах q – Р_заб; б – в координатах q - DР.

 

При фильтрации жидкости (нефти, воды или водонефтяной смеси) в тех случаях, когда индикаторная диаграмма прямолинейна, гидропроводность пла­ста можно определить по формуле

                                       (6. 1)

где К_пл—коэффициент продуктивности скважины в пластовых условиях, см³/(с× МПа);

 С - поправочный коэффициент, учи­тывающий гидродинамическое несовершенство скважины.

Для определения С обычно пользуются способом, разра­ботанным В. И. Щуровым (см. выше). Если коэффициент продуктивности измерен в поверхностных условиях (К_пов) и имеет размерность т/(сут× МПа), то для перехода к размерно­сти см³/(с× МПа) в пластовых условиях можно воспользоваться соотношением

К_пл= К_пов × b× 11, 57/r_пов.                                       (6. 2)

Здесь b - объемный коэффициент нефти; r_пов - плотность нефти (в т/м³), определенные по результатам исследования проб жидкости в лабораториях.

Решение:

1. Коэффициент продуктивности в пластовых условиях:

2. Коэффициент гидропроводности

3. Коэффициент проницаемости пласта

 

 

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться: Я.Мессенджер ВКонтакте Одноклассники Telegram Twitter Мой Мир

Воспользуйтесь поиском по сайту: