Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по дифференциальному методу Ю.Н. Борисова

Дебит нефти до остановки Q₀ = 42,9 т/сут. Плотность нефти в пластовых условиях и на поверхности равны ρ_н^пл = 794 кг/м³ и ρ_н^пов = 860 кг/м³. Объемный коэффициент ω_н = 1,1. Поперечные проходные сечения кольцевого пространства F_к = 133 см² и фонтанных труб F_тp = 30,1 см². Эффективная мощность пласта h = 8 м, пористость — 20 %. Вязкость пластовой нефти μ_н = 4,5 мПа⋅с; β_н = 9,42⋅10^-5 см²/кгс; β_c = 1,6⋅10^-5 см²/кгс. Результаты гидродинамических исследований скважины приведены в таблице 6.7.

 

Таблица 6.7 − Данные гидродинамических исследований скважины

Точки	t, с	Давление, кгс/см2
Δpзаб	Δpзат	Δpбуф
		2,24	0,41	1,99
		3,60	0,82	2,49
		4,23	1,03	3,08
		4,61	1,13	3,27
		4,78	1,13	3,39
		4,93	1,03	3,49
		5,03	0,99	3,54
		5,13	0,93	3,59
		5,21	0,82	3,59

В таблице 6.8 приводятся результаты обработки данных исследования скважины, а ниже даются примеры определения промежуточных функций.

Таблица 6.8 − Обработка результатов исследования скважины с учетом притока (дифференциальный метод)

Показатели	Данные по точкам в с
t1= 600	t1= 1200	t1= 1800	t1= 2400	t1= 3000	t1= 3600	t1= 4200	t1= 4800	t1= 5400
f(Δp), кгс	250,9	403,2	460,2	503,2	527,3	562,4	582,2	604,9	632,6
f′(Δp), кгс/c	0,336	0,174	0,083	0,056	0,049	0,046	0,036	0,042	0,052
	0,693	0,359	0,171	0,115	0,101	0,095	0,074	0,086	0,110
	0,307	0,641	0,829	0,885	0,899	0,905	0,926	0,914	0,890
z	3,26	1,57	1,21	1,13	1,12	1,107	1,07	1,097	1,13
Δpзабz, кгс/см2	7,30	5,65	5,12	5,20	5,35	5,46	5,38	5,63	5,88
, кгс/с	0,418	0,336	0,257	0,210	0,176	0,156	0,139	0,126	0,117
, кгс/с	0,082	0,162	0,174	0,154	0,127	0,110	0,103	0,084	0,065
Q0ρпл − f′(Δp)	0,149	0,311	0,402	0,429	0,436	0,439	0,449	0,443	0,433
β	0,383	0,362	0,301	0,250	0,203	0,174	0,160	0,132	0,105
lg t − β	2,395	2,717	2,954	3,130	3,274	3,382	3,463	3,549	3,627

Примечание. 1 кгс ≈ 10 Н; 1 кгс/см² ≈ 0,1 МПа; 1 кгс/с ≈ 10 Н/с.

Для первой точки (t₁ = 600 с):

f(Δp₁) = 133 (2,24 - 0,41) + 30,1 (2,24 + 1,99) = 250,9;

Для второй точки (t₂ = 1200 с) аналогично:

f(Δp₂) = 133 (3,60 - 0,82) + 30,1 (3,60 - 2,49) = 403,2;

Величины z, β вычисляются соответственно:

и т.д.

и т.д.

В результате, например,

По данным таблицы 6.8 строится кривая восстановления давления в координатах Δp_забz, lg Θ (рис. 6.8). По прямолинейному участку кривой определяются В″ = 1,6 кгс/см² и i″ = 1,143 кгс/см².

Параметры пласта и скважины получаются равными:

Рис. 6.8. Кривая восстановления давления на забое скважины в координатах (Δp_cz), (lg t − β)

Исследование скважины способом «мгновенного подлива»

Результаты исследования представлены в таблице 6.9.

Таблица 6.9 − Результаты исследования скважин способом «мгновенного подлива»

t, в мм бланка	lg(t), в мм бланка	Δl(t), мм
	34,0	23,0	0,125	1,097—0,903
	25,5	14,5	0,078	2,892—1,108
	21,5	10,5	0,057	2,756—1,244
	18,5	7,5	0,041	2,613—1,387
	17,2	6,2	0,034	2,632—1,468
	16,0	5,0	0,027	2,432—1,568
	14,2	3,9	0,021	2,322—1,678
	12,5	1,5	0,0081	3,909—2,091
	11,8	0,8	0,0043	3,633—2,367
	11,0	0,0
	(l/t)=0

Площадь поперечного сечения колонны исследуемой скважины F = 117 см². Эффективная толщина пласта 8,6 м. y = 1,0. Объем вытесняемой прибором жидкости V = 20 715 см³.

Откуда:

см. В мм бланка Δl₀ = 184 мм. Масштабные коэффициенты M_t = 11,09 с/мм; M_l = 9,6 мм/мм.

По данным таблицы кривая восстановления давления строится на кальке в логарифмических координатах lg[Δl(t)/Δl₀], lg t и сопоставляется с теоретическими кривыми, приведенными на палетке (рис. 3.7).

Из сопоставления данных определяются параметры фактической кривой:

При потенциировании получаем:

Параметр кривой n = 0,3.

Параметры пласта и скважины получаются из расчетов:

Обработка результатов исследования скважин методом гидропрослушивания

Способом касательной

Определить способом касательной параметры ε и Χ по результатам гидропрослушивания, представленным в таблице 6.10. Импульс создан путем пуска в эксплуатацию возмущающей скважины с постоянным дебитом Q = 122 м³/сут в пластовых условиях. Расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами R = 750 м.

Таблица 6.10 − Результаты исследования скважины

Номер точки	Время с момента пуска возмущающей скважины, мин	Изменение давления в реагирующей скважине, мм.рт.ст.		Номер точки	Время с момента пуска возмущающей скважины, мин	Изменение давления в реагирующей скважине, мм.рт.ст.
		0,2				25,0
		2,25				29,2
		5,1				33,0
		8,7				37,0
		12,7				40,8
		16,7				44,5
		21,8				47,0

Кривая гидропрослушивания в координатах Δl (мм.рт.ст.) - t (с) представлена на рис. 6.9.

Рис. 6.9. Кривая гидропрослушивания с точкой перегиба

Проведем к кривой касательную из начала координат. Значения перепада давления и времени, соответствующие точке касания Δl_к = 45,4 мм.рт.ст., t_к = 5,2⋅10⁴ с. По полученным значениям по формулам (3.45) и (3.46) определяются параметры пласта на участке между исследуемыми скважинами: