Пример 2.8.

Таблица 2.1
Q, м3/сут	Pмс, МПа	p, МПа
0	49,9	0
8,6	48,8	1,1
17,2	47,9	2
25,9	46,8	3,1
34,5	45,9	4
40,2	44,8	5,1

При исследовании нефтяной скважины на стационарном режиме получены следующие значения манометрических давлений и расходов, которые приведены в первых двух столбцах таблицы 2.1. Построить индикаторную диаграмму. Определить проницаемость пласта, если радиус контура питания 100 м, радиус скважины 0,1 м, толщина пласта 10 м, а вязкость нефти μ = 25 мПа·с.

Решение:

Рис. 2.17. Обработка результатов исследования нефтяной скважины на стационарных режимах

Для построения индикаторной диаграммы найдем депрессию на скважине. Когда скважина не работает, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре, то есть P_мk = P_мc0 = 49,9 МПа. Тогда депрессия для второй строчки данных равна p₂ = p_мс0 - p_мс1 = 49,9 – 48,8 = 1,1 МПа. Аналогично рассчитаем остальные депрессии и занесем в третий столбец Таблицы 2.1 (расчетные значения выделены курсивом). По полученным данным строим индикаторную диаграмму. При фильтрации по закону Дарси, индикаторная диаграмма представляет собой прямую линию, выходящую из начала координат. Поэтому по точкам индикаторной диаграммы проводим прямую линию. На этой линии выбираем точку (*) и снимаем значения координат этой точки p* = 3,64 МПа, Q* = 30 м³/сут. Находим коэффициент продуктивности скважины К и коэффициент фильтрационного сопротивления a:

По значению фильтрационного сопротивления находим коэффициент гидропроводности пласта и проницаемость пласта:

Более точно параметры пласта можно найти обработав результаты исследования методом наименьших квадратов.

Ответ: k = 2,62 10^-13 м².

Пример 2.9.

Неоднородный по толщине нефтяной пласт состоит из трех пропластков, которые имеют толщины 3,6; 0,4; 6 метров и имеют проницаемости 0,05; 0,3; 0,1 мкм². Пласт вскрыт скважиной радиусом 0,1 м и расстоянием да контура питания 250 м. Давления на контуре питания и скважине равны p_к = 35 МПа и p_с = 18 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти μ_н = 25 мПа·с, а пластовой воды μ_в = 1,2 мПа·с.

Определить:

среднюю проницаемость пласта;

дебит скважины;

обводненность скважины, если обводнится высокопроницаемый пропласток.

Решение:

Вся толщина пласта равна сумме толщин пропластков

h = h₁ + h₂ + h₃ = 3,6 + 0,4 + 6 = 10 м.

Средняя проницаемость неоднородного по толщине пласта и для скважины и для галереи определяется по формуле:

.

Дебит скважины рассчитывается по формуле однородного пласта, в которой проницаемость пласта заменена на среднюю проницаемость

Пронумеруем пропластки сверху вниз. В этом случае самым высокопроницаемым пропластком является второй пропласток. Именно этот пропласток обводнится первым и именно по этому пропласту пойдет вода, дебит которой равен

.

Остальные два пропластка будут давать нефть. Дебит нефти равен сумме дебитов по пропласткам

.

Коэффициентом обводненности скважины называется отношение дебита воды к дебиту жидкости

Как видно из расчетов, хотя большая часть пласта по толщине (9,6 м) занята нефтью, обводненность скважины в этом примере равна 76%.

Ответ: k_ср = 0,09 10^-12 м²; Q = 4,91 10^-4 м³/с; ν = 76%.