Практическое занятие 3
Цель: получить навык обработки исследований скважин методом восстановления давления.
В результате выполнения задания формируется компетенция ПК-2 готовность выполнять отдельные элементы проектов на стадиях эскизного, технического и рабочего проектирования.
Актуальность темы: исследования на нефтяных месторождениях проводятся для получения данных о продуктивном пласте, насыщающих его жидкостях, а также о скважинах для установления рационального режима разработки месторождения, дальнейшего его контроля и корректировки.
Теоретическая часть
Принято считать, что исследования скважин при неустановившемся режиме дают больше информации, чем исследования методом установившихся отборов. При обработке кривой восстановления давления (КВД) получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, определяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэффициент дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скважины.
Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации – это исследование при режиме, изменение которого происходит только под действием упругих сил пласта и насыщающих его жидкостей. По существу это исследование перехода работы пласта с одного установившегося режима на другой под действием этих сил.
При интерпретации данных исследования принимают расширяющуюся зону за круговую с радиусом R, соответствующим определенному времени t. Прошедшему с момента изменения режима. Свойства продуктивного пласта на расстоянии R от скважины принимаются одинаковыми – средними по пласту (рис. 2.1).
| Рисунок 2.1 – Расширяющаяся зона нарушения режима в неоднородном пласте |
Вследствие того, что изменение режима происходит за счет упругих сил, при интерпретации используют уравнение упругого режима.
, (2.1)
| где | ∆Р(t) | - | изменение перепада забойных давлений в функции времени, Па |
| Q | - | установившийся дебит скважины, измеренный на поверхности, с которым скважина работала до закрытия, м3/с; | |
| μн | - | вязкость нефти в пластовых условиях, Па·с; | |
| bн | - | объемный коэффициент нефти при пластовой температуре; | |
| К | - | проницаемость дренируемой зоны, м2 | |
| h | - | эффективная толщина пласта, м | |
| χ | - | коэффициент пьезопроводности реагирующей зоны пласта, м2/с; | |
| rпр | - | приведенный радиус скважины, м |
Уравнение (2.1) перепишем в виде
(2.2)
Данное выражение является уравнением прямой в координатах ∆Р – lnt, при этом отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат,
, (2.3)
а угловой коэффициент прямой
(2.4)
С учетом принятых обозначений уравнение (2.1) запишем в виде
∆Р=α + i ·lnt (2.5)
Т.о., для интерпретации кривой восстановления давления (КВД) необходимо:
1. Для фиксированных значений времени t вычислить lnt;
2. Построить зависимость ∆Р- f(t) в координатах ∆Р - lnt;
3. Проэкстраполировать прямолинейный участок данной зависимости до пересечения с осью ординат и определить численной значение α;
4. Рассчитать угловой коэффициент i: 
(2.6)
5. Вычислить коэффициент гидропроводности ε
(2.7)
6. При известной величине h рассчитать коэффициент подвижности К/μ;
7. Определить проницаемость К;
8. Рассчитать коэффициент пьезопроводности
(2.8)
| где | m | - | коэффициент пористости; |
| βж и βп | - | соответственно коэффициент сжимаемости жидкой и горной породы | |
| βж =9,5·10-101/Па; βп =2·10-10 1/Па. |
9. Вычислить приведенный радиус скважины
(2.9)
10.Показатель скин-эффекта (суммарный коэффициент дополнительных потерь)
(2.10)
11. Потери давления на преодоление дополнительных сопротивлений в ПЗП, МПа:
(2.11)
12.Депрессия давления при работе скважины на установившемся режиме, МПа:
(2.12)
13. Пластовое давление при работе на установившемся режиме, МПа:
Рпл=Рзаб 0+∆ Рзаб 0, (2.13)
14. Коэффициент продуктивности скважины, т/(сут·МПа):
Кпр=Q/∆ Рзаб 0 (2.14)
15. Относительная потеря депрессии на преодоление дополнительного сопротивления в ПЗП, %:
(2.15)
Задача 2.1. Исследуют методом восстановления давления скважину, которая более двух месяцев работала на установившемся режиме с дебитом 80 т/сут. Забойное давление 18,45 МПа (больше давления насыщения). Эффективная толщина пласта 25 м, пористость 20 %. Плотность дегазированной нефти 850 кг/м3, объемный коэффициент 1,2, вязкость нефти в пластовых условиях 2,7 мПа·с, коэффициент сжимаемости нефти 9,5·10-101/Па, коэффициент сжимаемости пористой среды 2·10-101/Па. Радиус скважины по долоту 0,124 м, среднее расстояние до ближайших скважин 250 м.
Определить свойства продуктивного пласта, оценить пластовое давление и коэффициент продуктивности, определить приведенный радиус скважины, долю депрессии, приходящуюся на сопротивление в ПЗП.
Решение.
Перед остановкой скважины режим можно считать установившимся, а давление на забое постоянным.
Обработку результатов исследования проводим в координатах ∆Р – lnt (рис.2.2).
В таблице 2.1 приведены данные исследования, по которым построена КВД.
| t,c | Рзаб, МПа | ln t | ∆Рзаб, МПа |
| 18,451 | |||
| 19,674 | 4,09 | 1,22 | |
| 20,148 | 4,79 | 1,70 | |
| 20,681 | 5,19 | 2,23 | |
| 21,233 | 5,48 | 2,78 | |
| 22,452 | 5,70 | 4,00 | |
| 23,011 | 5,89 | 4,56 | |
| 23,121 | 6,04 | 4,67 | |
| 23,245 | 6,17 | 4,79 | |
| 23,375 | 6,29 | 4,92 | |
| 23,468 | 6,40 | 5,02 | |
| 23,837 | 6,91 | 5,39 |
|
|
Рисунок 2.2 – Кривая восстановления давления в координатах ∆Р и lgt
1.Уклон линейного участка
2.Продолжение линейного участка отсекает на оси ∆Р отрезок α=0,45 МПа.
3. Объемный дебит скважины
=80000/86400·850=1,089·10-3 м3/с
4. Коэффициент гидропроводности ε
м3/Па·с.
5. Коэффициент подвижности К/μ= 
, м2/Па·с.
6. Определить проницаемость К= 
м2 =0,014Д
7. Рассчитать коэффициент пьезопроводности
м2/с
8. Вычислить приведенный радиус скважины
9. Показатель скин-эффекта 
10. Потери давления на преодоление дополнительных сопротивлений в ПЗП, МПа:
11.Депрессия давления при работе скважины на установившемся режиме, МПа:
12. Пластовое давление при работе на установившемся режиме:
Рпл=Рзаб 0+∆ Рзаб 0=18,45+5,6=24,05 МПа
13. Коэффициент продуктивности скважины:
Кпр=Q/∆ Рзаб 0 = 80/5,6=14,28 т/(сут·МПа)
14. Относительная потеря депрессии на преодоление дополнительного сопротивления в ПЗП
=100·0,22/5,6=3,9 %
Таблица 2.2 – Варианты для расчета параметров продуктивного пласта по результатам исследования скважины методом восстановления давления
| № вар-та | ||||||||||
| h, м | 11,3 | |||||||||
| bH | 1,4 | 1,3 | 1,1 | 1,2 | 1,6 | 1,4 | 1,2 | 1,94 | 1,4 | 1,12 |
| μнп, мПа с | 2,3 | 2,5 | 1,9 | 2,5 | 2,4 | 2,1 | 2,1 | 2,11 | 2,53 | 2,1 |
| m | 0,24 | 0,21 | 0,26 | 0,27 | 0,28 | 0,29 | 0,25 | 0,17 | 0,25 | 0,31 |
| Qм, т/сут | ||||||||||
| ρнд, кг/м3 | ||||||||||
| R, м |
Вопросы к практическому занятию
1. Какие параметры снимают при исследовании нефтяных скважин методом восстановления давления?
2. Как интерпретируют кривую восстановления давления?
3. Единица измерения проницаемости?
4. Показатель скин-эффекта?
5. Приведенный радиус скважины?
