Отработки скважины

4. Гидропроводность пласта

Д·см/сП.

В последней зависимости размерный коэффициент 11,57 – коэффициент перевода дебита скважины, записанного как [м³/сут], в дебит в [см³/сут].

6. Проницаемость пласта

Д = 0,010·10^-12 м².

7. Скин-эффект

.

8. Коэффициент продуктивности

• фактический

.

• потенциальный

η_п = 7,39·10/(11,57·0,366·lg(250/0,1)) = 5,13 м³/сут.

5.7 Практическая задача № 7.

Расчет параметров пласта по КП (кривой давления

при притоке), записанной после создания

скачка депрессии на пласт

Кривые притока, регистрируемые глубинными манометрами, получают при пуске скважины в работу после создания резкого скачка депрессии на пласт.

К таким исследованиям можно отнести процессы, возникающие при открытии клапана испытателя пластов, когда давление столба жидкости в частично заполненной колонне бурильных или насосно-компрессорных труб резко передается на пласт. При этом жидкость в скважине изолируется от пласта пакером. При создании депрессии на пласт пластовый флюид поступает в бурильные трубы, заполняя их и с ростом столба жидкости в колонне труб, тем самым, увеличивая давление на пласт. Таким образом, фиксируется изменение давления на забое скважины – регистрируется кривая притока.

То же самое происходит при снижении давления в скважине компрессированием, когда после снижения уровня жидкости в ней при нагнетании воздуха в затрубное пространство осуществляется резкий выпуск воздуха на поверхности. Заполнение скважины поступающим из пласта пластовым флюидом сопровождается снижением депрессии на пласт. Давление на забое фиксирует кривую роста давления – кривую притока.

Расчет параметров по эталонным кривым притока сводится в сопоставлении (сравнении наложением) реальных кривых притока Р_с= f(t), перестроенных в том же масштабе, что и эталонные кривые, и поиском той эталонной кривой, которая наиболее полно совпадает с ней на всем ее протяжении. Тогда по соответствующему найденной совпадающей кривой параметру С_б находится пористость пласта, а по данным соответствующих значений по шкале абсцисс t_б/С_б – проницаемость пласта.

Разработанная методика расчета параметров пласта по данным эталонных кривых притока позволяет помимо проницаемости пласта определять еще и его пористость, чем выгодно отличается от всех известных методик обработки КП.

Пример

Дано:

● Забойное давление (начальное) P_c (0) = 250 атм.

● Эффективная толщина пласта h = 6,6 м.

● Пористость m = 0.2.

● Сжимаемость смеси β_с = 1,110^-3 1/МПа.

● Сжимаемость породы пласта β_п = 1,010^-4 1/МПа.

● Вязкость нефти в пластовых условиях µ = 1,0610^-3 Пас.

● Плотность нефти γ = 0,086 г/см³.

● Радиус контура питания R_к = 200 м.

● Радиус трубы r_Т = 0,063 м.

● Радиус скважины r_с = 0,1 м.

Расчет параметров пласта

Поскольку скважина практически не работала перед «остановкой», то подобрать какую-либо известную схему расчета не представляется возможным, так как во всех схемах обязательным условием является отбор жидкости из пласта при времени отбора, сопоставимым с временем КВД или превышающим это время. Рабочий график строится в координатах Р*, lg t,

Р* = (Р_пл – Р_с(t)) / (Р_пл – Р_с(0)). (5.50)

1. По данным таблицы 5.13 строится рабочий график КВД в полулогарифмических координатах Р(t) – lg t (рис. 5.12) в том же масштабе, что и графики эталонных кривых (рис. 5.13).

2. Фактический график КП накладывается на эталонный график и параллельным перемещением этих графиков относительно друг друга вдоль оси абсцисс находится такая кривая на эталонном графике, которая наиболее полно совпадает со сравниваемой кривой на всей ее протяженности.

Таблица 5.13 – Данные «давление – время», полученные после обработки

диаграммы давления, (P_c , 10 МПа, t , час)

№ п/п		Pc	t	№ п/п		Pc	t
1		87,5	2,9	14		117,4	32,8
2		90,0	5,4	15		120,0	35,4
3		92,0	7,4	16		122,7	38,1
4		95,0	10,4	17		125,5	40,9
5		98,0	13,4	18		128,3	43,7
6		100,5	15,9	19		131,2	46,6
7		102,5	17,9	20		134,0	49,4
8		104,3	19,7	21		137,3	52,7
9		106,0	21,4	22		139,4	54,8
10		107,8	23,2	23		141,5	56,9
11		109,2	24,6	24		143,5	58,9
12		112,0	27,4	25		145,5	60,9
13		114,5	29,9	–		–	–
	Рисунок 5.12 – Рабочий график КВУ в скважине				Рисунок 5.13 – Эталонные кривые притока

Таблица 5.14 – Эталонные данные

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Сб	10-3	10-2	10-1	100	101	102	103	104	105	106	107

На рисунке 5.14 показана такая процедура. Сравниваемая кривая ближе всего совпадает с эталонной кривой 10, соответствующей С_б = 10⁶.

3. Устанавливается соответствие между произвольно выбранным значением фактического времени t на графике КП и безразмерным временем t_б на графике эталонных кривых.

Рисунок 5.14 – Интерпретация КВУ, записанной при ГДИ

Для t_б/С_б =10⁰ соответствующее значение lg t = 4,8  t = 30900 c.

4. Гидропроводность пласта, мкм² см/(мПас):

. (5.51)

5. Проницаемость пласта, мкм²:

. (5.52)

6. Коэффициент пьезопроводности:

. (5.53)

7. Коэффициент продуктивности:

, (5.54)

0,053 (м3/сут)/ат.

Таблица 5.15 – Варианты к практической работе

1		2					3								4
h, м	6,0		h, м	6,1					h, м				6,2				h, м		6,3
m	0,15		m	0,18					m				0,19				m		0,2
с, 1/МПа10-3	1,2		с, 1/МПа10-3	1,11					с, 1/МПа10-3				1,1				с, 1/МПа10-3		1,1
н, 1/МПа10-4	1,15		н, 1/МПа10-4	1,1					н, 1/МПа10-4				1,0				н, 1/МПа10-4		1,0
, Пас10-3	1,02		, Пас10-3	1,03					, Пас10-3				1,04				, Пас10-3		1,05
, г/см3	0,0850		, г/см3	0,084					, г/см3				0,0086				, г/см3		0,0084
Rк, м	200		Rк, м	200					Rк, м				200				Rк, м		200
rТ, м	0,0070		rТ, м	0,0063					rТ, м				0,0073				rТ, м		0,0063
rс, м	0,1		rс, м	0,1					rс, м				0,1				rс, м		0,1
5		6					7								8
h, м	6,4		h, м		6,5			h, м				6,6				h, м		6,7
m	0,17		m		0,2			m				0,21				m		0,2
с, 1/МПа10-3	1,08		с, 1/МПа10-3		1,1			с, 1/МПа10-3				1,1				с, 1/МПа10-3		1,1
н, 1/МПа10-4	1,0		н, 1/МПа10-4		1,0			н, 1/МПа10-4				1,0				н, 1/МПа10-4		1,0
, Пас10-3	1,05		, Пас10-3		1,06			, Пас10-3				1,07				, Пас10-3		1,06
, г/см3	0,0085		, г/см3		0,00840			, г/см3				0,0085				, г/см3		0,0846
Rк, м	200		Rк, м		200			Rк, м				200				Rк, м		200
rТ, м	0,0063		rТ, м		0,0070			rТ, м				0,0073				rТ, м		0,0063
rс, м	0,1		rс, м		0,1			rс, м				0,1				rс, м		0,1
9		10					11								12
h, м	6,0		h, м		6,25			h, м				6,2				h, м		6,3
m	0,15		m		0,2			m				0,19				m		0,21
с, 1/МПа10-3	1,08		с, 1/МПа10-3		1,1			с, 1/МПа10-3				1,1				с, 1/МПа10-3		1,1
н, 1/МПа10-4	1,0		н, 1/МПа10-4		1,0			н, 1/МПа10-4				1,0				н, 1/МПа10-4		1,0
, Пас10-3	1,05		, Пас10-3		1,06			, Пас10-3				1,04				, Пас10-3		1,05
, г/см3	0,0086		, г/см3		0,0085			, г/см3				0,0084				, г/см3		0,0086
Rк, м	200		Rк, м		200			Rк, м				200				Rк, м		200
rТ, м	0,0070		rТ, м		0,0063			rТ, м				0,0073				rТ, м		0,0063
rс, м	0,1		rс, м		0,1			rс, м				0,1				rс, м		0,1
13		14								15					16
h, м	5,9		h, м			6,7					h, м			6,5			h, м			6,6
m	0,2		m			0,19					m			0,17			m			0,2
с, 1/МПа10-3	1,08		с, 1/МПа10-3			1,1					с, 1/МПа10-3			1,1			с, 1/МПа10-3			1,1
н, 1/МПа10-4	1,0		н, 1/МПа10-4			1,0					н, 1/МПа10-4			1,0			н, 1/МПа10-4			1,0
, Пас10-3	1,04		, Пас10-3			1,03					, Пас10-3			1,04			, Пас10-3			1,06
, г/см3	0,0085		, г/см3			0,0084					, г/см3			0,0086			, г/см3			0,0085
Rк, м	200		Rк, м			200					Rк, м			200			Rк, м			200
rТ, м	0,0073		rТ, м			0,0060					rТ, м			0,0073			rТ, м			0,0060
rс, м	0,1		rс, м			0,1					rс, м			0,1			rс, м			0,1

Продолжение таблицы 5.15

17		18		19		20
h, м	6,4	h, м	6,2	h, м	6,3	h, м	6,5
m	0,2	m	0,19	m	0,21	m	0,18
с, 1/МПа10-3	1,08	с, 1/МПа10-3	1,1	с, 1/МПа10-3	1,1	с, 1/МПа10-3	1,1
н, 1/МПа10-4	1,0	н, 1/МПа10-4	1,0	н, 1/МПа10-4	1,0	н, 1/МПа10-4	1,0
, Пас10-3	1,05	, Пас10-3	1,03	, Пас10-3	1,06	, Пас10-3	1,05
, г/см3	0,0085	, г/см3	0,0084	, г/см3	0,0085	, г/см3	0,0086
Rк, м	200	Rк, м	200	Rк, м	200	Rк, м	200
rТ, м	0,0070	rТ, м	0,0073	rТ, м	0,0063	rТ, м	0,0070
rс, м	0,1	rс, м	0,1	rс, м	0,1	rс, м	0,1