Отработка скважины при различных дебитах q и депрессиях ΔP (ΔР =Рпл - Рс) позволяет получить зависимость дебита от депрессии q = f(ΔР). Суть метода заключается в построении графиков (индикаторных диаграмм) по данным замеров в координатах DP – q. В результате исследований методом установившихся отборов можно определить продуктивность скважины и осредненные фильтрационные свойства исследуемого пласта.
При установившемся режиме работы скважины дебит жидкости в скважине определяется как (формула Дюпюи)
q=2π⋅khμPпл-PсlnRкrс.(1)
Коэффициент продуктивности определяется из уравнения (1)
η=qPпл-Pc=2π⋅khμ⋅lnRкrс(2)
Если полученная диаграмма при построении графика в координатах Pc –q (или DP – q) образует прямую линию, то это означает, что изменение депрессия на пласт не вызывает каких-либо изменений в режиме фильтрации. Угол наклона прямой к оси дебитов характеризует коэффициент продуктивности, по значению которого определяют гидропроводность (kh/μ).
khμ=qPпл-Pc⋅lnRКrc2π=η⋅lnRKrc2π(3)
Rк - принимается равным половине расстояния между скважинами, как правило- 250 м.
Решение В15
Индикаторная диаграмма получена при исследовании фонтанной скв. № 3897 Талинского месторождения.
Исходные данные:
Пластовое давление, Рпл
164 атм
Радиус контура питания, Rк
250 м
Радиус скважины, rc
0,1 м
Эффективная толщина пласта, hэф
9,5 м
Пористость, m 0,21
Вязкость жидкости, m 1,55 сП
Сжимаемость жидкости, bж 0,00146 1/Мпа
Сжимаемость породы, bп 0,000108 1/Мпа
Пластовое давление, Рпл190 атм
Радиус контура питания, Rк250 м
Радиус скважины, rc0,1 м
Эффективная толщина пласта, hэф12,3 м
Обводненность продукции, f0,013 д.ед.
Вязкость нефти, μн1,6 сП
Объемный коэффициент, Вн1,214 м3/м3
Пористость, m0,2 д.ед.
Сжимаемость нефти, bн0,00146 1/МПа
Сжимаемость породы, bп0,000104 1/МПа
Изменение забойного давления производилось путем смены штуцеров с меньшего диаметра на больший.
Результаты замеров представлены в таблице 1.
Таблица 1
Данные замеров по скв.
№ п/п Диаметр штуцера, мм Забойное даление, Рс, атм Дебит жидкости, q, м3/сут
1 4 151,5 15,2
2 8 124,0 48,0
3 10 118,7 55,0
4 12 109,7 67,4
Определить: коэффициент продуктивности скважины, гидропроводность пласта, проницаемость пласта, пьезопроводность пласта.
Нужно полное решение этой работы?
Решение
На основании результатов исследования, представленных в таблице 4, определим депрессию для каждого режима исследования и построим индикаторную диаграмму (рис. 1).
Для построения индикаторной диаграммы на графике в координатах DP – q отмечаем значения замеренных дебитов и соответствующих им депрессий. Затем из начала координат проводим линию, осредняющую полученные точки замеров.
Рис.1
. Индикаторная диаграмма, полученная при исследовании скважины
Определяем продуктивность скважины. На полученной линии выбирается произвольно точка. Соответсвующие этой точке дебит и депрессия применяются для оценки коэффициента продуктивности:
η=15,2164-151,5=1,22 м3/сутатм=12,2м3/сутМПа
Гидропроводность пласта равна:
khμ=1,22⋅11,57⋅ln2500,12⋅3,14=17,5 Д⋅смсП
Проницаемость пласта:
k=khμ⋅μh=17,5⋅1,559,5⋅100=0,029 Д=29 мД
Пьезопроводность пласта:
χ=kμ⋅m⋅βн+βп=0,029⋅10-31,55⋅0,21⋅0,00146+0,000108=0,045 м2/с
В нефтепромысловой практике чаще встречаются индикаторные диаграммы, которые на начальном участке прямолинейны, а по мере увеличения депрессии переходят в выпуклую к оси дебитов кривую.
Искривление индикаторных диаграмм связано с нарушением линейного закона фильтрации.
Выпуклый вид кривой обычно бывает при исследовании скважины со снижением забойного давления ниже давления насыщения (при пластовом давлении выше давления насыщения)
Задать вопрос
на новый заказ в Автор24.
