ПГД

Треба обробити індикаторну діаграму, визначивши параметри пласта: коефіцієнт продуктивності; початковий перепад тиску; коефіцієнт гідропровідності пласта; граничний градієнт тиску. Відомо: радіус свердловини 0,1 м; відстані до сусідніх свердловин (із структурної карти) становлять 800, 1200, 1400, 950 і 1060 м. Методична вказівка: використати метод найменших

Задача 206. У пористому пласті має місце усталена фільтрація нафти до свердловини. Визначити величину тиску на відстані 10 м від свердловини. Відомо: радіус свердловини 0,1 м; свердловина працює з дебітом 42 т /доб за тиску на вибої 7,8 МПа; товщина і коефіцієнт проникності пласта відповідно рівні 13 м і 0,06 мкм2; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 6,5 мПа с; густина розгазованої нафти і об’ємний коефіцієнт 889 кг/м3 і 1,08; середня відстань до сусідніх свердловин 486 м; початковий перепад тиску

0,9 МПа.

Відповідь: 11,444 МПа.

Задача 207. Необхідно оцінити граничний градієнт тиску та граничну напругу зсуву нафти за промисловими даними дослідження свердловини. Після тривалої експлуатації свердловини її зупинили і тиск у свердловині протягом певного часу стабілізувався на рівні 9,7 МПа. Після цього закачали в неї таку кількість цієї ж нафти, за якої починається поступання її в пласт, а через деякий час тиск у свердловині стабілізувався на рівні 11,2 МПа. Відомо: радіус свердловини 0,1 м; радіус контура живлення пласта 600 м; коефіцієнт проникності керна і структурний коефіцієнт порового простору 0,07 мкм2 і

0,0171.

Відповідь: 1250,2 Па/м; 19,34 10-3 Па.

Задача 208. Провели промислово-геофізичне і гідродинамічне (на усталених режимах) дослідження нафтової свердловини. За даними промис- лово-геофізичного дослідження в межах продуктивного розрізу пласта виявили три продуктивні пропластки в інтервалах 1623-1629,3 м, 1637,6-1645,8 м та 1649,1-1653 м, які характеризуються коефіцієнтами проникностей відповідно 0,096; 0,014 і 0,13 мкм2. Ці пропластки розділені глинистими перемичками. На

67

індикаторній діаграмі, побудованій за даними гідродинамічного дослідження свердловини на усталених режимах, виявлено один чіткий злам індикаторної лінії. За робочий режим роботи свердловини із досліджених режимів взяли такий, якому відповідає найбільший дебіт. Підстав вважати, що нафти в цих пропластках за складом і властивостями різні, немає. Треба оцінити для точки зламу індикаторної лінії, яка товщина пласта віддає нафту і чому дорівнює коефіцієнт охоплення пласта фільтрацією, розуміючи під останнім відношення працюючої товщини пласта до загальної нафтонасиченої товщини. Обгрунтувати своє рішення.

Відповідь: 10,2 м; 0,554.

68

12. ФІЛЬТРАЦІЯ РІДИН І ГАЗІВ У ТРІЩИНУВАТИХ І ТРІЩИНУВАТО-ПОРИСТИХ ПЛАСТАХ

Задача 209. Розрахувати коефіцієнт проникності одної тріщини і коефіцієнт тріщинної проникності середовища, якщо тріщини представлені однією системою горизонтальних тріщин (модель Бейкера). У скільки разів коефіцієнт проникності однієї тріщини є більшим від коефіцієнта тріщинної проникності? Відомо: розкриття тріщин 200 мкм; лінійна густота тріщин 12 м-1.

Відповідь: 3,33 10-9 м2; 8 10-12 м2; 416,7.

Задача 210. Визначити, за якого тиску розкриття тріщин, що становить 240 мкм за тиску 20 МПа, зменшиться на 30%, якщо реологічний параметр тріщинуватого середовища взяти рівним 2 10-7 Па-1.

Відповідь: 18,5 МПа.

Задача 211. Оцінити у відсотках відмінність розрахункових величин коефіцієнтів тріщинної проникності для кубічної і лінійної залежностей порівняно з експоненціальною залежністю, а також визначити величину коефіцієнта тріщинної проникності для експоненціальної залежності за біжучого тиску 15 МПа. Відомо: лінійна густота тріщин 18 м-1; структурний коефіцієнт геометрії систем тріщин 2,4; розкриття тріщин 180 мкм за тиску 20 МПа; реологічний параметр тріщинуватого середовища 3,5 10-9 Па-1.

Відповідь: 0,046%; 0,143%; 19,92 10-12 м2.

Задача 212. Визначити масовий дебіт свердловини за поверхневих умов і тиск на відстані 15 м від свердловини. Відомо: радіуси контура живлення пласта і свердловини рівні 800 м і 0,1 м; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 1,4 мПа с; об’ємний коефіцієнт і густина розгазованої нафти 1,2 і 870 кг/м3; товщина пласта 13 м; коефіцієнт тріщинної проникності пласта за пластового тиску 20 МПа становить 0,3 мкм2; тиск на вибої свердловини 19,1 МПа; реологічний параметр тріщинуватого середовища 2,7 10-7 Па-1. Фільтрація проходить за законом Дарсі.

Відповідь: 77,9 т/доб; 19,68 МПа.

Задача 213. У тріщинуватому пласті має місце усталена фільтрація нафти. Визначити дебіт свердловини. Відомо: товщина пласта 10 м;

69

становить 0,4 мкм2; радіус контуру живлення пласта 620 м; радіус свердловини 0,1 м; вибійний тиск 17 МПа.

Відповідь: 3,798 10-3 м3/с.

Задача 214. Обробити результати гідродинамічного дослідження нафтової свердловини на усталених режимах, тобто визначити реологічний параметр тріщинуватого середовища, коефіцієнт тріщинної проникності пласта, розкриття тріщин і коефіцієнт тріщинуватості, за такими даними:

Відомо: пластовий тиск 20 МПа; товщина пласта 14 м; динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 1,3 мПа с; густина розгазованої нафти і об’ємний коефіцієнт 870 кг/м3 і 1,2; радіус контура живлення пласта 900 м; радіус свердловини 0,1 м. Припустити, що в пласті існує дві системи вертикальних тріщин, лінійна густота тріщин 12 м-1 (за аналогією), а закон Дарсі не порушується.

Відповідь: 7,518 10-8 Па-1; 135,64 10-15 м2; 4,078 10-5 м; 9,79 10-4.

Задача 215. Визначити тиск на відстані 25 м від свердловини стосовно усталеної фільтрації нафти в тріщинуватому пласті. На скільки відсотків цей тиск відрізняється від тиску на цій же відстані за фільтрації такої ж нафти в пористому пласті? Відомо: радіус контура живлення пласта 750 м; тиск на вибої свердловини 14,2 МПа; пластовий тиск 17,3 МПа; дебіт розгазованої нафти 85 т/доб; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 1,2 мПа с; густина розгазованої нафти і об’ємний коефіцієнт 872 кг/м3 і 1,31; коефіцієнт проникності пласта 0,18 мкм2 (за пластового тиску); реологічний параметр тріщинуватого середовища 4,1 10-9 Па-1; товщина пласта 16 м. Використати експоненціальну залежність коефіцієнта тріщинної проникності від тиску.

Відповідь: 16,87 МПа; 5,44 %.

Задача 216. Визначити дебіт свердловини у випадку усталеної фільтрації нафти в тріщинуватому пласті за законом Дарсі. На скільки відсотків цей дебіт відрізняється від дебіту свердловини в пористому пласті за однакових решти умов? Відомо: коефіцієнт проникності пласта 0,12 мкм2 (за пластового тиску); товщина пласта 16 м; радіус контура живлення пласта 430 м; радіус свердло-

70

вини 0,1 м; динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 1,3 мПа с; реологічний параметр тріщинуватого середовища 2,6 10-8 Па-1; депресія тиску 4 МПа.

Відповідь: 3,811 10-3 м3/с; 14,1%.

Задача 217. Має місце фільтрація нафти в тріщинуватому пласті. Визначити дебіт свердловини (в м3/доб.). Відомо: товщина пласта 10 м; динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 1,1 мПа с; реологічний параметр тріщинуватого середовища 10-7 м2/Н; коефіцієнт тріщинної проникності за пластового тиску 18 МПа становить 0,4 мкм2; радіус контура живлення 600 м; радіус свердловини 0,1 м; вибійний тиск 15 МПа. Використати експоненціальну залежність проникності від тиску.

Відповідь: 448,9 м3/доб.

71