Отсюда гидропроводность пласта

Отсюда гидропроводность пласта

 

 ,

а проницаемость

Пьезопроводность пласта равняется

,

а приведенный радиус несовершенной сква­жины

  см.

Пример. 3. 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 = 794 кг/м³ и  = 860 кг/м³. Объем­ный коэффициент = 1, 1. Поперечные про­ходные сечения кольцевого пространства F_к = 133 см² и фонтанных труб F_тp = 30, 1 см². Эффективная мощность пласта h=8 м, пористость — 20%. Вязкость пластовой нефти = 4, 5 мПа·с; = 9, 42·10^-5 см²/кгс; = 1, 6·10^-5 см²/кгс. Результаты гидродинамических исследований скважины приведены в табл. 8. 4.

В табл. 8. 5 приводятся результаты об­работки данных исследования скважины, а ниже даются примеры определения про­межуточных функций.

 

Для первой точки (t₁ = 600с):

 

Для второй точки (t₂ = 1200 с) анало­гично:

           и т. д.

 

Таблица 8. 4

Данные гидродинамических исследований скважины

 

Точки	t, с	Давление, кгс/см2
	600	2, 24 3, 60 4, 23 4, 61 4, 78 4, 93 5, 03 5, 13 5, 21	0, 41 0, 82 1, 03 1, 13 1, 13 1, 03 0, 99 0, 93 0, 82	1, 99 2, 49 3, 08 3, 27 3, 39 3, 49 3, 54 3, 59 3, 59

 

Величины ,  вычисляются соответ­ственно:

;

  и т. д.

 и т. д.

 В результате, например,

кгс/см²;

По данным табл. 8. 5 строится кривая восстановления давления в координатах ,  (рис. 8. 4). По прямолиней­ному участку кривой определяются В″ = 1, 6 кгс/см² и i″ = 1, 143 кгс/см².

Параметры пласта и скважины получают­ся равными:

 

 

см²/с;

 

 см.

Рис. 8. 4. Кривая восстановления давления на забое скважины в координатах

        

 

Таблица 8. 5

Обработка результатов исследования скважины с учетом притока (дифференциальный метод)

Показатели	Данные по точкам в с
	t1 = =600	t2 = =1200	t3 = =1800	t4 = =2400	t5 = =3000	t6 = =3600	t7 = =4200	t8 = =4800	t9 = =5400
кгс. . . . . . .  кгс/с. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .   z. . . . . . . . . . . . , кгс/см2. . . . .  кгс/с. . . . .   , кгс/с . . . . .      . . . . . . . . . . .     . . . . . . . . .	250, 9 0, 336 0, 693   0, 307   3, 26 7, 30   0, 418   0, 082   0, 149 0, 383 2, 395	403, 2 0, 174 0, 359   0, 641   1, 57 5, 65   0, 336   0, 162   0, 311 0, 362 2, 717	460, 2 0, 083 0, 171   0, 829   1, 21 5, 12   0, 257   0, 174   0, 402 0, 301 2, 954	503, 2 0, 056 0, 115   0, 885   1, 13 5, 20   0, 210   0, 154   0, 429 0, 250 3, 130	527, 3 0, 049 0, 101   0, 899   1, 12 5, 35   0, 176   0, 127   0, 436 0, 203 3, 274	562, 4 0, 046 0, 095    0, 905   1, 107 5, 46   0, 156   0, 110   0, 439 0, 174 3, 382	582, 2 0, 036 0, 074   0, 926   1, 07 5, 38   0, 139   0, 103   0, 449 0, 160 3, 463	604, 9 0, 042 0, 086   0, 914   1, 097 5, 63   0, 126   0, 084   0, 443 0, 132 3, 549	632, 6 0, 052 0, 110   0, 890   1, 13 5, 88 0, 117   0, 065   0, 433 0, 105 3, 627
Примечание. 1 кгс 10 Н; 1 кгс/см2 0, 1 МПа; 1 кгс/с 10 Н/с

Пример. 4. Исследование скважины способом «мгновенного подлива».

Резуль­таты исследования представлены в табл. 8. 6.

Таблица 8. 6

Результаты исследования скважин способом «мгновенного подлива»

№ п/п	t, в мм бланка	, в мм бланка	, мм
		34, 0 25, 5 21, 5 18, 5 17, 2 16, 0 14, 2 12. 5 11, 8 11, 0	23, 0 14, 5 10, 5 7, 5 6, 2 5, 0 3, 9 1, 5 0, 8 0, 0	0, 125 0, 078 0, 057 0, 041 0, 034 0, 027 0, 021 0, 0081 0, 0043	, 097—0, 903 , 892—1, 108 , 756—1, 244 , 613—1, 387 , 632—1, 468 , 432—1, 568 , 322—1, 678 , 909—2, 091 , 633—2, 367

 

Площадь поперечного сечения колонны исследуемой скважины F = 117 см². Эффек­тивная толщина пласта 8, 6 м. = 1, 0. Объем вытесняемой прибором жидкости V= 20 715 см³.

Откуда  см. В мм блан­ка =184 мм. Масштабные коэффициенты M_t=11, 09 с/мм; M_l = 9, 6 мм/мм.

По данным таблицы кривая восстановления давления строится на кальке в логарифмических координатах ,  и сопос­тавляется с теоретическими кривыми, при­веденными на палетке (рис. 7. 6).

Из сопоставления данных определяются параметры фактической кривой

При потенциировании получаем:

Параметр кривой п =0, 3.

Параметры пласта и скважины получа­ются из расчетов:

;

 

 Д

 

 см²/кгс;

 

 см.

 

Пример. 5. 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 табл. 8. 7). Дебит нефти до остановки 2599 см³/с. Эффективная толщина пласта равна 9, 8м; коэффициент пористости блоков — 0, 1. Вязкость нефти в пластовых условиях 7, 34 мПа·с.  = 7, 5·10^-5 см²/кгс; = 1·10^-5 см²/кгс.

Таблица 8. 7

Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое

 ( 1 кгс/см²  0, 1 МПа)

i	t, мин	, кгс/см2		i	t, мин	, кгс/см2
		0 2, 11 2, 60 3, 31 4, 05 4, 98 5, 59 6, 62 7, 30				7, 99 8, 76 9, 67 10, 51 11, 60 12, 80 14, 19 15, 79 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  (с 6 до 14 точки) по формуле (7. 46) вычисляются значе­ния  и изложенным выше способом наносится сетка прямых , , Например, для = 32мин  = 9, 67:

В координатах ,  (рис. 8. 5) про­водятся соответствующие прямые до их пересечения. Через узлы построенной сетки проводятся кривые ,  (с целью разгрузки графика нанесены кривые только для четных номеров i), и одним из указан­ных выше способов подсчитываются значе­ния интегралов, входящих в выражение (7. 45), а затем и самой функции  при дискретных значениях t₀ (табл. 8. 8).

Рис. 8. 5. Вспомогательные зависимости ( ).

 

Таблица 8. 8

⇐ Предыдущая891011121314151617Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: