Doslidjenya2
.pdf
а) основна форма запису глибинного манометра під час дослідження видобувних свердловин методом відновлення пластового тиску, б) обробка кривої КВТ (відрізка СD)
Рисунок 13.1 – Криві залежності відновлення вибійного тиску після зупинки відбору свердловинної продукції
Відрізок АВ запису манометра відповідає часу спуску манометра до вибою свердловини; ВС - витримка в часі для отримання точного значення вибійного тиску. В момент зупинки свердловини t0 починається процес відновлення пластового тиску від вибійного Pв до пластового Рп . Обробляючи запис глибинного манометра або криву КВТ (рис. 13.1, б) отримують таблицю значень вибійного тиску через однакові проміжки часу t після зупинки свердловини. Така таблиця, поряд з іншими вихідними даними, стає основною для обробки результатів досліджень.
239
В основі такої обробки лежить теоретичне рівняння відновлення вибійного тиску, отримане для умов роботи гідродинамічно досконалої видобувної свердловини, що працює в необмеженому пласті і зупиненої після тривалої роботи на усталеному режимі при відсутності продовження припливу після її зупинки (рівняння М.Маскета для точкового стоку).
|
|
|
Q |
|
|
|
|
r 2 |
|
|
r 2 |
|
|
|
Р |
|
|
|
|
E |
|
|
|
E |
|
|
|
(13.1) |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
( t ) |
4 |
k |
h |
i |
|
4 t |
i |
|
4 T t |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P t Pв t Pв 0 - різниця між початковим Pв 0 та біжучим в різний момент часу t значенням вибійного
тиску Pв t ;
T - час роботи свердловини до моменту її зупинки;
- експоненціальна інтегральна функція, значення якої наводиться в математичних довідниках та в програмному забезпеченні ЕОМ;
- коефіцієнт п’єзопровідності, що характеризує пружні властивості пласта та пластової рідини, тобто здатність їх до об'ємного розширення (стискання) при зміні пластового тиску. Цей коефіцієнт, дорівнює:
|
k |
|
|
|
|
, |
(13.2) |
|
|
|
|
|
|||
m |
p |
|
п |
|
|||
|
|
|
|
|
|
240
або
|
k |
|
|
, |
(13.3) |
|
|
|
|||
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
тут |
|
|
m p п |
є зведений коефіцієнт |
|
|
|
||||
пружності ємності пласта або пружного його запасу:
р 1 nв н nв в , |
(13.4) |
де н - коефіцієнт пружного (в межах закону Гука) об’ємного розширення нафти: н 7 30 1010 Па1;
в 2,7 5 1010 Па1; п 0,3 2,0 1010 Па1.
Коефіцієнти пружного розширення нафти та води доцільно уточняти шляхом їх лабораторного дослідження.
Коефіцієнти пружного розширення пласта з достатньою точністю можна визначити з допомогою експериментальних графіків Холла.
241
Рисунок 13.2 – Залежність коефіцієнта пружного розширення пласта від коефіцієнта його пористості
При достатньо великому періоді роботи
нафтовидобувних |
свердловин |
T |
до моменту |
їх |
|||||||||||
зупинки, |
тобто коли T >> t , |
|
тоді формулу (13.1) |
з |
|||||||||||
достатньою точністю можна зобразити у вигляді: |
|
||||||||||||||
|
|
|
|
Q |
|
2,25 |
|
|
|
|
|||||
P |
P P |
ln |
ln t , |
(13.5) |
|||||||||||
|
|
|
|
||||||||||||
t |
|
t |
0 |
4 k h |
|
|
2 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Rзв |
|
|
|
|
|||
або |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P t |
|
|
Q |
ln |
2,25 |
|
|
|
Q |
|
ln t , |
(13.6) |
|||
4 k h |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
2 |
4 |
k h |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
Rзв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тобто P t A B ln t , |
|
|
|
|
|
|
|
(13.7) |
|||||||
|
|
|
|
242 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
в якій значення коефіцієнтів A і B можна знайти за формулами:
A |
Q |
ln |
2,25 |
, |
(13.8) |
||
4 k h |
|
||||||
|
|
|
2 |
|
|
||
|
|
|
|
|
Rзв |
|
|
B |
Q |
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|
(13.9) |
|||
4 k h |
|
|
|||||
В координатах |
P t f ln t |
рівняння (13.1) є |
|||||
прямою лінією.
Рисунок 13.3 – Теоретична залежність відновлення вибійного тиску в координатах Р Lnt
В практиці обробки результатів досліджень методом побудови КВТ прямолінійна ділянка витримується, як правило, тільки через деякий час після зупинки свердловини. Тому фактична лінія КВТ має здебільшого характер, зображений на рисунку
243
13.4, і обробка її здійснюється методом проведення дотичної лінії до прямолінійної ділянки.
Рисунок 13.4 – Обробка кривої відновлення тиску методом дотичної лінії
Екстраполюючи прямолінійну ділянку до перетину її з віссю ординат, отримують значення відрізка А. Вибираючи два довільних значення прямої
і ln t ) знаходять кут її нахилу a
P P
B tga 2 1 . (13.10)
ln t2 ln t1
244
Використовуючи отримане значення B , можна визначити гідропровідність пласта
|
k h |
|
Q |
|
. |
(13.11) |
|
4 |
|
||||
|
|
B |
|
|||
Якщо відоме достовірне значення коефіцієнта п'єзопровідності , отримане, наприклад, методам гідропрослуховування пластів, тоді остання формула дає можливість визначити зведений радіус свердловини Rзв :
|
A |
|
Rзв |
2,25 e B . |
(13.12) |
Отримавши вказані параметри можна .визначити і коефіцієнт продуктивності свердловини К п .
Якщо час роботи свердловини Т до моменту її зупинки невеликий і співставимий із періодом виміру відновлення вибійного тиску , тоді обробка отриманих результатів за формулою (13.3) приводить до значних похибок, внаслідок продовження перерозподілу пластового тиску у віддалених зонах продуктивного пласта:
|
|
Q |
|
t |
|
|
Р t |
|
|
ln |
|
. |
(13.13) |
|
|
|
||||
4 |
k h |
T t |
|
|||
245
Обробку |
результатів досліджень |
|
проводять |
|||||||
шляхом побудови |
залежності P t ln |
t |
|
, яка є |
||||||
|
|
|||||||||
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
T t |
||
прямою лінією (див. рис.13.5). |
|
|
|
|||||||
Тангенс нахилу прямолінійної ділянки цієї лінії i |
||||||||||
дорівнює: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P P |
|
|
|
|
|
|||
i tga |
|
|
2 |
1 |
|
, |
|
(13.14) |
||
ln |
t2 |
|
ln |
t1 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
T t |
2 |
T t |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
||
що дає можливість визначити гідропровідність пласта:
|
k h |
|
Q |
|
. |
(13.15) |
|
4 |
|
||||
|
|
i |
|
|||
246
Рисунок 13.5 – Залежність зміни вибійного тиску в
координатах P t |
|
t |
|
f ln |
|
|
|
|
|||
|
|
T t |
|
Згідно існуючих рекомендацій, обробку результатів дослідження нафтових свердловин за методом Р. Хорнера слід проводити, коли
13.2 Основні причини викривлення кривих відновлення вибійного тиску (КВТ)
Практика гідродинамічних досліджень видобувних нафтових свердловин свідчить, що в більшості випадків лінії КВТ, побудовані в координатах P ln(t) або P ln t / T t відхиляються від прямої лінії в широкому інтервалі зміни часу t . Переважно таке відхилення має місце при малих значеннях t (початок відновлення тиску) та на кінцевих відрізках ліній КВТ (рис. 1З.б).
Розглянемо основні причини відхилення ліній КВТ від прямолінійної їх форми.
247
Рисунок 13.6 – Основні форми ліній КВТ, які отримуються в процесі обробки результатів дослідження свердловин
Відрізки 1 і 2 цих ліній (рис. 13.6) завжди мають місце під час продовження припливу рідини до свердловини після її зупинки (лінія 1) та при погіршенні проникності привибійної зони (лінія 2).
Розглянуті вище методи обробки кривих відновлення тиску базуються на умовах миттєвої зміни дебіту свердловини на якусь величину Q або на припущенні повного припинення припливу рідини до свердловини після її зупинки,
Практично ця умова не зберігається і після припинення роботи свердловини. Так, в насосних свердловинах після зупинки відкачки нафти продовжується приплив нафти до вибою і зростання динамічного рівня в затрубному просторі. У фонтанних та газліфтних свердловинах в затрубному
248