Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам
6. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам
Пример. 1. Фильтрация однофазной жидкости в однородном пласте.
Определить гидропроводность пласта в районе нефтяной эксплуатационной скважины, имеющей индикаторную диаграмму, приведенную на рис. 6.1 (K=tgj=160 т/(сут×МПа)) при следующих исходных данных:
sср=250 м; rс=0,15 м; п=10, эффективная толщина h = 12 м; С=8,7 , вязкость нефти mн = 3,8 мПа×с; объемный коэффициент b = 1,1, плотность жидкости в поверхностных условиях rпов =0,86 т/м3. Определить гидропроводность пласта e и его проницаемость к.
Рис. 6.1. Индикаторные диаграммы добывающей скважины:
а – в координатах q – Рзаб; б – в координатах q - DР.
При фильтрации жидкости (нефти, воды или водонефтяной смеси) в тех случаях, когда индикаторная диаграмма прямолинейна, гидропроводность пласта можно определить по формуле
(6.1)
Рекомендуемые материалы
где Кпл—коэффициент продуктивности скважины в пластовых условиях, см3/(с×МПа);
С - поправочный коэффициент, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины.
Для определения С обычно пользуются способом, разработанным В. И. Щуровым (см.выше). Если коэффициент продуктивности измерен в поверхностных условиях (Кпов) и имеет размерность т/(сут×МПа), то для перехода к размерности см3/(с×МПа) в пластовых условиях можно воспользоваться соотношением
Кпл= Кпов ×b× 11,57/rпов. (6.2)
Здесь b - объемный коэффициент нефти; rпов - плотность нефти (в т/м3), определенные по результатам исследования проб жидкости в лабораториях.
Решение:
1. Коэффициент продуктивности в пластовых условиях:
2. Коэффициент гидропроводности
3. Коэффициент проницаемости пласта
Пример2. Фильтрация однофазной жидкости в трещиноватом пласте.
Скважина, эксплуатирующая трещиноватый пласт толщиной 83 м, исследована при установившихся отборах нефти со следующими показателями.
| Свойства нефти дегазированной и в пластовых условиях:
Скважину можно считать совершенной по сте-пени и характеру вскрытия ( | Результаты исследования скважины
|
).
, ПаИндикаторная линия по скважине приводится на рис. 6.2.
Рис. 6.2. Индикаторная линия, построенная по данным, полученным при эксплуатации трещиноватого пласта 
Для расчетов выбираем точки 1, 2 и 4, лежащие на кривой. Для этих точек имеем
| Номер точки на рис. 6.2 | QH, м3/с |
|
| 1 2 4 | 74,9·10-5 179,5·10-5 278,6·10-5 | 1,0·105 3,0·105 6,0·105 |
Определяем вспомогательные коэффициенты A, B и C:
По формуле (5.26) рассчитывается величина коэффициента а:
В соответствии с уравнением (5.28) при подстановке в правую и левую части а = 0,766; 0,8; 0,9 и т. д. уточняем, что величина коэффициента а == 1,1·10 -6м2/Н (подстановка именно этого значения а обеспечивает равенство правой и левой частей уравнения).
Коэффициенты b и с находятся путем решения двух уравнений для первого и второго режимов работы скважины:
Отсюда
По величине коэффициента b рассчитываем гидропроводность и проницаемость пласта 
Пример3.Фильтрация двухфазной жидкости.
Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140·105 Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).
Для определения параметров пласта можно использовать следующие величины:
Rk=200 м, rc = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c1 = c = 10.
Свойства нефти и газа при рнас: 
= 1,5 мПа·с; 
= 0,016 мПа·с, 
=1,25 и 
= 0,85 г/см3.
Таблица 6.1
Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы
| Режим | Qж, т/сут | Qн, т/сут | Газовый фактор | Давление, Па | ||
| мз/т | м3/м3 | рпл | рзаб | |||
| 1 2 3 4 | 20,0 26,0 32,0 38,1 | 17,1 21,9 28,7 32,1 | 901 753 663 664 | 766 640 564 565 | 81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105 | 71,5 · 105 69,0 ·105 65,8 · 105 60,7 · 105 |
Значения произведения 
при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Значения при различных режимах работы скважины
| Наименование | Режим | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |||||||
| Средние давления Произведение | 76,2·105 2,29 | 75,0·105 2,31 | 73,4·105 2,32 | 70,8·105 2,34 | ||||||
ПаВ рассматриваемом случае
Следовательно, для расчетов 
Н необходимо использовать первые зависимости Н (р) табл. 5.2 для 
= 0,005. Из вспомогательного графика на рис. 6.3 вытекает, что все точки в координатах Г(р) располагаются в области р*<15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле (5.39) при а == 0,375.
Подготовка данных для построения индикаторной кривой в координатах Qж®DН проводится в таблице 6.3.
Рис. 6.3. Вспомогательный график для упрощения расчетов 
при = 0,005.
Таблица 6.3
Расчет и перевод Qн в л/с в поверхностных условиях
| Режимы |
|
|
|
|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 2 3 4 | 9,5 · 105 12,0 · 105 15,2 · 105 20,3 · 105 | 2,29 · 10-3 2,31 · 10-3 2,32 · 10-3 2,34 · 10-3 | 3,56 · 105 4,50 · 105 5,70 · 105 7,62 · 105 | 1,54 · 108 1,95 · 108 2,46 · 108 3,26 · 108 |
Продолжение табл. 6.3
Режимы |
qн, т/сут |
|
qв, л/с |
Qж = Qн + Qв, л/с |
| 1 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 2 3 4 | 17,1 21,9 28,7 32,1 | 23,4·10-5 29,9·10-5 38,4·10-5 43,7·10-5 | 3,36·10-5 4,8·10-5 3,82·10-5 6,94·10-5 | 26,76·10-5 34,70·10-5 42,22·10-5 50,64·10-5 |
л/сПо данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Qж, 
(рис. 6.4).
Рис. 6.4. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Qж, .
По прямолинейному участку кривой определен коэффициент
м3/(с·Па).
Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42)
м2 = 0,603 Д.
Пример.4 Определение параметров пласта в многослойной системе
По скважине, эксплуатирующей одновременно три пропластка на трех режимах работы, с помощью глубинного манометра замерены забойные давления и с помощью глубинного дебитомера — величины дебитов по каждому из пропластков. Данные приведены в табл. 6.4.
Таблица 6.4
| Режимы | рзаб, кгс/см2 | Дебиты нефти, т/сут | ||||
| q1 | q2 | q3 | qскв | |||
| 1 2 3 | 153 150 148 | 22,4 34,9 44,0 | 6,0 9,7 13,3 | 61,5 71,4 78,0 | 89,9 116,0 135,3 | |
На рис. 5.9 нанесены индикаторные линии для трех пропластков (I, II, III) и общая индикаторная линия (IV) по скважине.
В соответствии с формулой (5.43) коэффициенты продуктивности по пропласткам и по скважине равны 
=4,39; 
= 1,50; 
=3,58 и 
= 9,47 м3/(сут·кгс/см2), а величины пластовых давлений 
= 158, 
= 157; 
= 170 и 
= 162 кгс/см2.
Таким образом, при исследованиях скважин на установившихся режимах определяют:
1. Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС.
2. Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины 
.
3. Коэффициент подвижности нефти в ПЗС 
.
4. Коэффициент проницаемости ПЗС k.
Лекция "4. Принятие решений в международных корпорациях" также может быть Вам полезна.
5. Коэффициент продуктивности скважины К (или h).
Эти данные необходимы для:
1) правильного выбора (оптимального) работы скважины (максимальный дебит скважины QH при минимальном выносе песка, воды, полном раскрытии трещин, минимальные инерционные сопротивления, вовлечения в разработку максимального числа нефтенасыщенных пропластков и т.д.);
2) определения параметров ПЗС при вводе скважины в эксплуатацию из бурения.
3) периодическое определение параметров ПЗС во времени в течение всего срока эксплуатации скважины это позволяет выявить и устранить причины снижения добывных возможностей скважины.
4) измерение параметров ПЗС после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) позволяет оценить их технологическую и экономическую эффективность.
