Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации

У Тема Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации. Преподаватель: Мусабирова Элина Ирековна www.tyuiu.ru Рис. 5.1. График распределения давления по пласту от скважины к контуру питания Из рис.5.1. видно, что основной перепад давления (80%-95%) тратится на преодоление сил трения на расстоянии до10-20 м от скважины. где Rк – радиус контура питания; æ – пьезопроводность пласта, см2/с. Где Q – дебит скважины, см3/с; k – проницаемость продуктивного пласта, мкм2; Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давление, кгс/см2; h – толщина пласта, см; m - вязкость жидкости, мПа×с; Rк – радиус контура питания, м; Rс – радиус скважины, м. Теоретической основой проведения данного вида исследования скважин является уравнение притока: Q=K(Pпл-Рзаб), Где К – коэффициент продуктивности Рзаб=rg(H-Hдин) Объемный дебит определяют по формуле: ; (5.6) где F-средняя по высоте мерника площадь; h2-h1- высота взлива (определяется мерной лентой, метрштоком, поплавковым устройством и др.); t- время измерения, час. Для каждой емкости составляются калибровочные таблицы или графики (V=f(h)). Дебит обводненных скважин определяется по известной обводненности продукции скважин (nв), которую определяют на основании лабораторных исследований проб жидкости, отбираемых в бутылки из пробных кранов на выкидных линиях скважин. Тогда дебиты: или где Q — объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл — среднее давление на круговом контуре радиуса Rк. Откуда коэффициент гидропроводности И проницаемость пласта в призабойной зоне где - объемный коэффициент и плотность дегазированной нефти; Rк - радиус контура питания rc - радиус скважины по долоту; h - эффективная толщина вскрытого скважиной пласта; с - дополнительное фильтрационное сопротивление притоку жидкости к скважине, вызванное ее несовершенством (по степени или по характеру вскрытия). Для смешанного несовершенства величина с выражается суммой с=c1+c2, каждая из составляющих которой может быть определена по кривым В. И. Щурова, исходя из степени вскрытия пласта , плотности перфорации и диаметра скважины (nD), диаметра отверстий в колонне и глубины каналов в пласте при перфорации . Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта. Глубинные дебитограммы для них: Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Рзаб (т.е. с ростом DP=Рпл-Рзаб) растет работающая толщина пласта (hэф.), откуда по формуле Дюпюи растет Q (рис 5.4, кривая 3). Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f(DR). где k – проницаемость, h – толщина пласта, μ – вязкость жидкости, RK, rс — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины. Рис.5.3. Типичные индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин Если принять Rк равным половине расстояния между соседними скважинами, а rс равным радиусу rсд скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта При rс = rсд несовершенство скважины учитывается в ε. Если μ известно по результатам лабораторного исследования глубинных проб жидкости, h определено геофизическими или дебитометрическими методами, то найдем проницаемость где:n - показатель степени (для выпуклых к оси Q линий 1 > n≥ 0,5, для вогнутых  п> 1, для прямых  п= 1). Неизвестными могут являться К, п и Pпл, которые вычисляем из системы 3-х уравнений, составленных согласно уравнению (5.12) для любых 3-х точек индикаторной линии: При этом принимаем К = const, n = const, Pпл = const. Если Рпл известно, то для интервалов изменения Δр можно установить К(Δр). Фильтрацию можно описать также двучленной формулой для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраиваем в прямую в координатах Δp/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно как отрезок на оси ординат и угловой коэффициент прямой, причем В случае многопластового объекта эксплуатации по данным дебитометрических исследований индикаторные диаграммы удобнее строить в зависимости Q от Рзаб (рис.5.4.), причем его приводят для каждого пласта к Рис.5.4. Индикаторные диаграммы скважины, одной плоскости сравнения (приведенное давление). вскрывающей три пласта и каждого пласта в отдельности, построенные по данным исследования при трех режимах При таких координатах пластовое давление можно определить графически (см. рис. 5.4) или по формуле: где: K определяется по графику как тангенс угла 5.4). Дебит скважины при Р3 = 0 называют потенциальным дебитом Qn (см. рис. Из рис. 5.4 следует, что при первом режиме (Рз1) из пластов I и III жидкость с расходом ΔQ1 перетекает в пласт II, так как РплII < P31. Приведенные пластовые давления в I и III пластах равны, что свидетельствует об их гидродинамической связи (принадлежности к одной залежи). По тангенсам углов λ можно определить коэффициенты продуктивности каждого пласта и объекта в целом. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! www.tyuiu.ru