Лабораторная 6 ГДИС

Лабораторная работа № 6.
Расчет параметров пласта по кривой притока, записанной после создания скачка
депрессии на пласт.
Большинство методов гидродинамических исследований скважин выполняются
либо в процессе их работы (замеряется дебит и давление при различных режимах) либо в
период остановки (замеряются изменения давления)
Для остановленных скважин также могут выполняться исследования в период их
пуска в работу при этом используются методы мгновенного пуска путем создания скачка
давления на пласт (скачка депрессии) с записью кривых снижения (восстановления)
давления (КСД, КВД) или восстановления уровня (КВУ), иначе называемые кривыми
притока (КП).
Особенность рассматриваемой схемы исследования: перед пуском скважины в
работу в ней понижается уровень жидкости до h0.
Затем открывают клапан 1 и
жидкость начинает поступать в
скважину. Регистрацию притока
ведут
либо
записывающим
устройством, устанавливаемым в
интервале перфорации 2, либо
фиксируют по уровню жидкости,
например эхолотом.
Мгновенный скачок давления в
забое можно создать следующими
способами:
1. При открытии клапана
испытателя пластов, когда давление
столба жидкости в частично
заполненной
колонне
НКТ
мгновенно передается на пласт;
2. То же самое происходит при снижении давления в скважине компрессированием,
когда после снижения уровня жидкости в ней при нагнетании воздуха в затрубное
пространство осуществляется резкий выпуск воздуха на поверхность. На забое
фиксируется кривая роста давления.
3. При добыче нефти с помощью ЭЦН восстановление давления в скважине
определяется путем прослеживания роста уровня жидкости в затрубном пространстве. Но
при этом необходимо учитывать историю работы скважины, что усложняет
интерпретацию данных.
По мере повышения уровня столба жидкости в скважине, величина депрессии
постепенно снижается. Дебит скважины также снижается по мере увеличения уровня.
где сп=А/γ – коэффициент
емкости ствола скважины, м3/Па; А –
площади поперечного сечения труб
(НКТ, БТ, обсадной колонны), м2; γ –
удельный вес пластового флюида,
Н/м3.
Интерпретация
результатов
производится по схеме аналогичной
исследованию с записью индикаторных
кривых (ИК).
Основным уравнением, является
уравнение Дюпюи для радиального притока:
Это уравнение может быть использовано как для нефтяных, так и для газовых
объектов. Уравнение достаточно точно характеризует процесс движения жидкости в
пласте при малых депрессиях. При исследовании на газовых объектах обычно вводят
коэффициент сверхсжимаемости, характерезующий отличие реального углеводородного
газа от идеального:
Принцип исследования заключается в поэтапном замере дебитов и депрессий на
пласт путем изменения штуцеров (или шайб) на устье при фонтанной эксплуатации или
изменения режимов работы глубинных
насосов.
На рисунке 7.3 приведены графики
изменения
давления
Р
при
соответствующих дебитах.
На рис.7.4 показана линейная
зависимость ΔP=f(Q), полученная при
отработке скважины на режимах.
По наклону прямой рассчитывают гидропроводность пласта:
Недостаток метода – не всегда удается получить стабилизированный режим
отработки скважины, кроме того на процесс притока существенно влияет скин-эффект,
величина которого не определяется по ИК. Но подобный подход вынужденный, так как в
настоящее время нет пригодных методик для обработки КВУ – то есть исследования
нестационарного процесса восстановления уровня жидкости в скважине при создании
скачка депрессии.
Выход из положения находится в применении эталонных кривых, полученных в
результате решения классического дифференциального уравнения фильтрации
d 2 P dP m dP



k
dt
dr 2 rdr
где Р – давление на расстоянии r от скважины при времени t.
При этом принимается, что: 1)наружная граница бесконечна с давлением на ней Р пл;
2) внутренняя граница мала, но конечна r=rc с заданным начальным давлением Р0=Рс(0)=0
на ней; 3) дебит равен скорости накопления жидкости в скважине Q=dV/dT.
Эталонные кривые для водных скважин приведены на рисунке ниже:
Для газовых скважин и нефтяных, когда емкость ствола определяется сжимаемостью
жидкости, значения емкостного показателя сб могут быть низкими (кривые 1-4).
Другие аналогичные эталонные кривые удобно применять на практике, так как
кривые соответствуют емкостному показателю сб:
Подбирая
схожую
эталонную
кривую, совпадающую с данными
КП,
определяется
сб.
Затем
устанавлмвается
соответствие
фактического
времени
t
и
безразмерного tб и определяется
проницаемость.
Можно
определить пористость пласта по
сб. А по tб/сб – проницаемость
пласта.
Гидропроводность определяется
по формуле (7.10).
Задача.
Кривая притока получена на скважине, которая предварительно осваивалась
компрессированием. После проведения двух циклов снижения уровня скв. остановили на
3,5 сут и сняли кривую притока.
Параметры скважины:
q
8 м3/сут
Pc(0)
85 ат
Pпл
185 ат
hэф
6,6 м
Кп
0,2 д.е.
βсм
1,1*10-4 1/ат - сжимаемость смеси
βп
1,0*10-5 1/ат
µн
1,06 сП
ρн
800 кг/м3
rT
0,066 м
В таблице приведены
данные «давление-время».
Задание. По кривой притока рассчитать параметры пласта (гидропроводность,
проницаемость, пьезопроводность) и коэффициент продуктивности скважины.
Решение. Скважина практически не работала перед остановкой, т.е. отбор жидкости
из пласта не велся. Таким образом КВД нельзя построить.
1. Рабочий
график
строится
в
полулогарифмических координатах Р* lgt, где Р*=(Рпл-Рс(t))/(Рпл-Рс(0)).
2.
А фактический график КП
накладывается на эталонный и
перемещением кривых находится
такая
эталонная,
которая
наиболее полно совпадает со
сравниваемой
на
всей
ее
протяженности.
3. Устанавливается соответствие между произвольно выбранным значением
фактического времени t на графике КП и безразмерным временем tб на графике эталонных
кривых. Для tб/сб = 100,4 соответствующее значение t=100000 с.