Влияние притока жидкости в ствол скважины

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 25Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

После остановки

Промысловыми и лабораторными исследованиями установлено, что наибольшее искажающее влияние на начальные участки КВД оказывает дополнительный приток жидкости в ствол скважины после ее остановки. При длительном наблюдении КВД асимптотически стремится к кривой, соответствующей мгновенному закрытию скважины на забое.

Искажения начальных участков вследствие притока приводят к тому, что участки, несущие информацию о призабойной зоне, оказываются дефектными.

На рис. 6.12 показана форма графиков КВД с учетом влияния притока жидкости в ствол скважины после ее остановки.

Время выхода КВД на асимптоту зависит от емкости ствола и фильтрационных свойств пласта, а также от упругих свойств жидкости и газа.

Критерием применимости методов обработки КВД без учета притока является условие выхода кривой на асимптоту при , равном:

, (6.28)

где -время прекращения притока в скважину и выхода кривой на асимптоту, ч;

- желаемая точность, %;

- эмпирический коэффициент, зависящий от газового фактора и сжимаемости нефти;

- объем ствола скважины;

- депрессия до остановки;

- коэффициент продуктивности;

- постоянный коэффициент (см. табл. 6.1.).

В высокодебитных скважинах условие (6.28) наступает быстро. В связи с этим рекомендуется обработку КВД вести без учета притока при условии наличия надежной протяженности асимптоты. Длина асимптоты во времени определяется неравенством:

,

где . (6.29)

Таблица 6.1

Значения коэффициента в формуле (6.28)

Примеры обработки кривых восстановления давления

Без учета притока жидкости

Пример 1. Определить гидродинамические параметры пласта ЮК₁₀¹¹ Талинского месторождения в районе скважина 8478 при следующих исходных данных: дебит скважины м³/сут; продолжительность работы скважины 15 сут; нефтенасыщенная толщина пласта = 19,8 м; обводненность продукции скважины = 97%;объемный коэффициент нефти = 1,6; вязкость пластовой нефти = 0,4 мПа×с;радиус дренирования = 150м;начальная упругоемкость пласта = 3,9×10^-4 1/МПа. Скважина исследована методом снятия кривой восстановления давления. Первичные данные восстановления давления приведены, табл. 6.2.

Решение.

1. По данным, табл. 6.2, строим кривую восстановления давления в координатах , рис. 6.13.

2. Проводим асимптоту на прямолинейном участке КВД.

3. Для расчета уклона i асимптоты зададимся двумя значениями времени: ; . Им соответствуют значения депрессии: = 8,52 МПа; = 9,48 МПа. При этих значениях уклон асимптоты КВД равен:

Таблица 6.2

Исходные данные скважины № 8478 Талинского месторождения

.

4. Экстраполируя асимптоту до пересечения с осью ординат при , определяют . Но, учитывая, что график КВД в координатах начинается с отметки значения вычисляются по формуле:

.

5. По формуле (6.10) вычислим коэффициент гидропроводности пласта:

,

где константа 2,12 - переводный коэффициент равный отношению ;

здесь 2,3 - константа результат перевода натуральных логарифмов в десятичные, так как КВД построена в координатах

11,57 - константа результат перевода дебита скважины из м³/сут в см³/сут. Если дебит скважины задан в т/сут, то для перевода в м³/сут необходимо заданный дебит разделить на удельный вес жидкости;

- объемный коэффициент смеси для перевода объема отобранной жидкости в пластовые условия. Обычно он определяется приближенно из соотношения:

, (6.30)

здесь - доля воды в продукции скважины;

- объемные коэффициенты для нефти и воды.

Для нашего случая равна .

Вычислим коэффициент гидропроводности пласта:

или в принятых обозначениях .

6. По формуле (6.12) вычислим подвижность пласта:

,

где - нефтенасыщенная толщина пласта в районе данной скважины. Если имеются данные по дебитометрии, а именно, работающая толщина пласта , то вместо необходимо использовать .

Коэффициент действующей толщины для данного месторождения колеблется в пределах 0,28 - 0,75 и в среднем составляет не более 0,5. Поэтому для нашего примера вместо используем . Отсюда подвижность равна:

.

7. По формуле (6.13) вычислим проницаемость пласта:

Здесь нами принято в пластовых условиях. При других условиях

, (6.31)

где − относительная продуктивность скважины,

- коэффициенты продуктивности скважины в обводненный и безводный периоды эксплуатации.

8. Определим коэффициент пьезопроводности пласта по формуле (6.14):

.

Упругоемкость пласта , вычисленная по формуле (1.16) при , составляет 1,61×10^-4 1/МПа.

9. По формуле (6.15) вычислим приведенный радиус скважины r_спр:

10. Определим функцию :

.

Статическая депрессия равна .

11. Вычислим по формуле (6.17) приведенный радиус скважины:

м,

где .

12. Вычислим скин-фактор .

13. По формуле (6.18) вычислим коэффициент продуктивности скважины на данном режиме:

см³/МПа·с.

Полученное значение продуктивности относится к пластовым условиям. В поверхностных условиях:

м³/МПа/сут.

14. Вычислим функцию :

с.

15. Оценим время стабилизации режима:

ч.

Познавательные статьи:



Психологические особенности спортивного соревнования

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Занятость населения и рынок труда

Социальный статус семьи и её типология