Реферат: Методика определения параметров продуктивного пласта и нефтяной скважины Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины

Методика определения параметров продуктивного пласта и нефтяной скважины


1.Обработка кривых восстановления давления, полученных при исследовании нефтяной скважины


Наиболее точные результаты обработки КВД без учета дополнительного притока нефти в ствол скважины можно получить при условии, что время до остановки скважины в 10 раз превышает время регистрации КВД. По Василевскому В.Н. [1] параметры продуктивного пласта определяют следующим образом.

^ Коэффициент гидропроводности ( подвижности ) e.

Глубинным манометром регистрируют изменения забойного давления (Dр) манометром или дифманометром во времени (t). Составляют таблицу

Время с момента остановки t, с

lgt

Pзаб, Мпа

60

1.78

0.041

120

2.08

0.082

180

2.26

0.147

300

2.48

0.231



Строят график зависимости Dр =f(lgt).

Определяют уклон прямолинейного участка кривой









и величину отсекаемого участка А на ординате.

Определяют коэффициент гидропроводности



















Определяют коэффициент проницаемости (Permeable index):











где m - МПа с ; e - мкм2 м / Мпа с ; h - м.

Определяют коэффициент пьезопроводности (способность к передаче изменений давления или скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима пласта):











где k – коэффициент проницаемости, мкм2; mн – коэффициент вязкости, Мпа х с; m – пористость; bж и bс – коэффициенты сжимаемости жидкости и скелета породы в размерности [1/ Мпа].

^ Оценивают приведенный радиус rпр :











Скин - эффект С:









Определяют коэффициент продуктивности Кпр в размерности т/(сут Мпа):









где e = мкм2 м / МПа с ; rповерх = т/м3, b-объёмный коэффициент нефти.

Определяют коэффициент гидродинамического совершенства скважины α:











Пример.

Дано: b = 1,1; rповерх = 0.86 т/м3; mн = 4.5 Мпа с; h = 8 м; m = 0,2; bж = 9.42 х 10-4 1/Мпа; bс = 3.6 х 10-41/Мпа; rс= 0.15 м; Rк =150 м, q = 70 т/сут.

На lg2 и lg 1 и соответствующим им значениям Dр определяем уклон и участок отсекаемой ординаты А:

но не lg2 – lg1!!!

I = (0.475-0.403) / ( 2-1) ,.

i = 0.072.

А = 0.331



1.




2.



3.





4.





5.




6.






Построение КВД на стационарном режиме может производится следующим образом. При стационарном режиме время работы скважины Траб не менее, чем в 10 раз больше времени записи tзап КВД.
-Строят график DR¸lg (Tраб +tзап )/tзап.
-Определяют уклон прямолинейного участка кривой

i = (DR2 - DR2) : (lg t2 –lgt1) и величину отсекаемого участка А на ординате.

Далее определяют коэффициенты гидропроводности, проницаемости и т.д.


^ Скин – эффект по Р.Г.Шагиеву







^ Параметр Kh по М.Кристиану








Где K – мкм2; q – дебит , см3/с; m - мПа с ; b – объемный коэффициент нефти; i – уклон графика

Пример.

h = 12 м.

Q = 463 см3/с

m = 0,8 мПа с

b = 1,136

i = 1,2







^ 2. Определение коэффициента продуктивности скважины по методу восстановления давления при остановке насоса (по справочнику нефтегазопрмыслового геолога)


Строят график восстановления давления и по прямолинейному участку определяют уклон i.

Определяют скин эффект:











И приведенный радиус:









Коэффициент продуктивности составит:









Где tgi= (p2-p1)/(lgt2 –lgt1).

Коэффициент гидропроводности:

















Коэффициент продуктивности:









где приняты размерности: Кпр = т/(сут Мпа);e = мкм2 м / МПа с ; rповерх =т/м3.

Коэффициент проницаемости определяют из формулы:









где m - МПа с ; e - мкм2 м / Мпа с ; h - м.


^ 3.Гидродинамические исследования нефтяной скважины по индикаторной диаграмме (по Василевскому В.Н.)


Определение коэффициента продуктивности скважины
Исследование скважины производят при стационарной работе скважины на нескольких режимах (метод пробных откачек). На каждом режиме замеряют забойное давление и определяют депрессию. Производят построение диаграммы DR¸Q. При прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности скважины Кпр определяют, как тангенс угла наклона: .Кпр поверх = tg j =Q/ DR. [ т/сутки Мпа ]. ^ Для перехода к коэфициенту продуктивности в пластовых условиях в размерности см3/(с Мпа) используют формулу:
Кпр.пл = Кпр поверх b 11,57 / rповегх, [cм3/ c Мпа],

где Кпр поверх –имеет размерность[ т/сутки Мпа ], b – объемный коэффициент нефти, rповегх в размерности (т/сут).
^ Для перехода к коэфициенту продуктивности в пластовых условиях в размерности [ т/сутки Мпа ] используют формулу:


Кпр.пл = Кпр поверх b / rповегх т/сут, [ т/сутки МПа]


Определение коэффициента гидропроводимости скважины при известном скин-эффекте


e = 0,159 10-3 Кпр.пл [ln (Rк / rс ) + С ], [ мкм2 м /Мпа с]


где Кпр.пл в размерности [cм3/ c Мпа].


Определение коэффициента проницаемости пласта:

k= me / h , { мкм2 ]

Пример. Кпр поверх= 160 т/(сут Мпа).Rк = 250 м, rc= 0.15 м, h=12 m C=8,7.mн=3.8 мпа с. b=1.1.rпов=0.86 т/м3.

Кпл= (160 х 1.1 х11.57)/ 0.86 =2368 см3/(с мпа).

e = 0.159 х 10-3 х 2368 [ln(250/0.15) + 8.7] = 6.07 (мкм2 м) /( мпа с).

к = (3.8 х 6.070/ 12 =1.92 мкм2.



^ 4. Определение параметров пласта и скважины при совместной обработки индикаторной диаграммы и КВД


С целью снижения погрешности в оценке параметров обработку результатов гидродинамических исследований целесообразно проводить с использованием КВД и индикаторной диаграммы.

^ По индикаторной диаграмме определяют:

Коэффициент продуктивности скважины
Производят построение диаграммы DR¸Q. При прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности скважины Кпр определяют, как тангенс угла наклона:







^ Для перехода к коэфициенту продуктивности в пластовых условиях в размерности см3/(с Мпа) используют формулу:
где Кпр поверх –имеет размерность[ т/сутки Мпа ], b – объемный коэффициент нефти, rповегх в размерности (т/сут).


По КВД определяют:

Ординату А и уклон i.

Рассчитывают коэффициент гидропроводности скважины:



Производят расчет параметров:

Приведенный радиус скважины rпр:

rпр= Rk / 10 (236 xrповерх xe) / ( b х Kпр.поверх)


где Кпр.поверх в поверхностных условиях в размерности т/(сутх Мпа), e в размерности [мкм2 м / МПа с], rповерх в т/м3, rпри Rk – в м.

Скин - эффект С:



Коэффициент гидродинамического совершенства скважины:



Коэффициент пьезопроводности:



Здесь размерности c - м2/с ; В- 1/с.


Пример. e = 2.17 (мкм2м)(мпа с).Rк =100 м. rc =0.15 м.В = 21510 1/с. Кпр.пл.=87.56 т/(сут мпа).b =0.86 т/м3.

rпр = (100) / [(10 х 236 х х щ.86 х 2.17): ( 1.1х 87.56)] = 2.7 10-3 м = 0.27 см.

a = lg(100/0,15) / lg (100/2.7 x 10-3) = 0.618.

c = 21510 x ( 2,7 x 10-3)2 = 0,157 м2/с.



Заместитель Председателя Совета директоров "Заполярстройресурс"
Д.т.н., академик УНГА и IASEIA Гребенников В.Т.