Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам

Лекция № 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=tg=160 т/(сутМПа)) при следующих исходных данных: ср=250 м; rс=0,15 м; п=10, эффективная толщина h = 12 м; С=8,7 , вязкость нефти н = 3,8 мПас; объемный коэффициент b = 1,1, плотность жидкости в поверхностных условиях пов =0,86 т/м3. Определить гидропроводность пласта  и его проницаемость к. Рис. 6.1. Индикаторные диаграммы добывающей скважины: а – в координатах q – Рзаб; б – в координатах q - Р. При фильтрации жидкости (нефти, воды или водонефтяной смеси) в тех случаях, когда индикаторная диаграмма прямолинейна, гидропроводность пласта можно определить по формуле   0,159 10 3 К пл ln( ср / rc )  c (6.1)   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/пов. (6.2) 3 Здесь b - объемный коэффициент нефти; пов - плотность нефти (в т/м ), определенные по результатам исследования проб жидкости в лабораториях. Решение: 1. Коэффициент продуктивности в пластовых условиях: 160  1,1  11,57 К пл   2368 см 3 /(с  МПа) 0,86 2. Коэффициент гидропроводности мкм2  м   0,159  10 3  2368ln( 250 / 0,15)  8,7  6,07 мПа  с 3. Коэффициент проницаемости пласта k 3,8  6,07  1,92 мкм2 12 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:  Hдег  0,82 г см 3 ; μ H  0,3 мПа  с; ω H  1,9. Скважину можно считать совершенной по степени и характеру вскрытия ( rc  0,128 м, Rk  312 м ). Результаты исследования скважины Режим p , Па QH, т/сут 1 2 3 4 28 67 93 104 1,0·105 3,0·105 4,4·105 6,0·105 Индикаторная линия по скважине приводится на рис. 6.2. Рис. 6.2. Индикаторная линия, построенная по данным, полученным при эксплуатации трещиноватого пласта  p заб  pнас . Для расчетов выбираем точки 1, 2 и 4, лежащие на кривой. Для этих точек имеем Номер точки на рис. 6.2 1 2 4 QH, м3/с -5 74,9·10 179,5·10-5 278,6·10-5 p , Па 1,0·105 3,0·105 6,0·105 Определяем вспомогательные коэффициенты A, B и C: A  179,5  105  278,6  105 278,6  179,5  105  4,96  109 ; B  74,9  10 5  278,6  10 5 (278,6  74,9)  10 5  4,25  10 9 ; C  74,9  10 5  179,5  10 5  (179,5  74,9)  10 5  1,41  10 9. По формуле (5.26) рассчитывается величина коэффициента а: 2  (4,25  10 9  3  10 5  4,96  10 9  10 5  1,41  10 9  6  10 5 )  0,766  10 6 м 2 /Н. 9 10 9 10 9 10 4,25  10  9  10  4,96  10  10  1,41  10  36  10 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: 0,0943  1011  74,9b  5600c; 0.255  1011  179.5b  32100c. Отсюда 2 Нс 11 Н  с b  1,148  10 ; c  1,544  10 . м5 м2  м6 8 По величине коэффициента b рассчитываем гидропроводность и проницаемость пласта ( k0 h H ; k0 ) : Rk 312 2,3 lg 5 k0 h rc 0,128 8 м    1 , 08  10 ; H 2b Нс 2  3,14  1,148  10 8 ln H 8 17,1 21,9 28,7 32,1 901 753 663 664 0,3  10 3 k 0  1,08  10  1,08  10   3,91  10 14 м 2  39 мД. h 83 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:  н = 1,5 мПа·с;  г = 0,016 мПа·с,  н =1,25 и  ндег = 0,85 г/см3. Таблица 6.1 Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы Газовый фактор Давление, Па з 3 3 Режим Qж, т/сут Qн, т/сут м /т м /м рпл рзаб 8 1 2 3 4 20,0 26,0 32,0 38,1 766 640 564 565 81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105 71,5 · 105 69,0 ·105 65,8 · 105 60,7 · 105 Значения произведения (  н н ) при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в табл. 6.2. Таблица 6.2 Значения (  н н ) при различных режимах работы скважины Наименование Режим 1 2 3 4  р  р заб  Средние давления  пл , Па 76,2·105 75,0·105 73,4·105 70,8·105 2   Произведение (  н н ) , мПа·с 2,29 2,31 2,32 2,34 В рассматриваемом случае 0,016 75  10 5   0,0057. 1,5 140  10 5 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Н проводится в таблице 6.3.  Рис. 6.3. Вспомогательный график для упрощения расчетов Н (р) при  = 0,005. Таблица 6.3 Расчет Н (р) и перевод Qн в л/с в поверхностных условиях Режимы р , Па н н ( ~ р), Па  с 1 1 2 3 4 2 9,5 · 105 12,0 · 105 15,2 · 105 20,3 · 105 3 2,29 · 10-3 2,31 · 10-3 2,32 · 10-3 2,34 · 10-3 ар 4 3,56 · 105 4,50 · 105 5,70 · 105 7,62 · 105 ар , с 1  н  н ( р) 5 1,54 · 108 1,95 · 108 2,46 · 108 3,26 · 108 Н  Продолжение табл. 6.3 Режимы QН, т/сут 1 1 2 3 4 6 17,1 21,9 28,7 32,1 Qн  Qн н , л/с 7 23,4·10-5 29,9·10-5 38,4·10-5 43,7·10-5 QВ, л/с Qж = Qн + Qв, л/с 8 3,36·10-5 4,8·10-5 3,82·10-5 6,94·10-5 9 26,76·10-5 34,70·10-5 42,22·10-5 50,64·10-5 По данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Qж, Н (рис. 6.4). Рис. 6.4. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Qж, Н . По прямолинейному участку кривой определен коэффициент 34,7  10 5    1,78  10 12 м3/(с·Па). 8 1,95  10 Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42) 1,78  10 12  17,4 k  0,603  10 12 м2 = 0,603 Д. 2  3,14  8,2 П р и м е р . 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 1 2 3 рзаб, кгс/см2 153 150 148 Дебиты нефти, т/сут q1 q2 q3 qскв 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  I =4,39;  II = 1,50;  III =3,58 и  скв = 9,47 м3/(сут·кгс/см2), а величины пластовых давлений рплI = 158, рплII = 157; рплIII = 170 и р пл = 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 kh  . к .  4. Коэффициент проницаемости ПЗС k. 5. Коэффициент продуктивности скважины К (или ). 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.