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.

sср=250 м; rс=0,15 м; п=10, эффективная толщина h = 12 м; С=8,7 , вязкость нефти mн = 3,8 мПа?с; объемный коэффициент b = 1,1, плотность жид­кости в поверхностных условиях rпов =0,86 т/м3. Определить гидропровод­ность пласта e и его проницаемость к.

Рис. 6.1. Индикаторные диаграммы добывающей скважины:

а – в координатах q – Рзаб; б – в координатах q - DР.

При фильтрации жидкости (нефти, воды или водонефтяной смеси) в тех случаях, когда индикаторная диаграмма прямолинейна, гидропроводность пла­ста можно определить по формуле

(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/rпов. (6.2)

Здесь b - объемный коэффициент нефти; rпов - плотность нефти (в т/м3), определенные по результатам исследования проб жидкости в лабораториях.

Решение:

1. Коэффициент продуктивности в пластовых условиях:

2. Коэффициент гидропроводности

3.

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: Скважину можно считать совершенной по сте-пени и характеру вскрытия ().

Результаты исследования скважины Режим QH, т/сут , Па 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

Для расчетов выбира­ем точки 1, 2 и 4, лежащие на кривой. Для этих точек имеем

Определяем вспомогательные коэффици­енты A, B и C:

По формуле (5.26) рассчитывается ве­личина коэффициента а:

В соответствии с уравнением (5.28) при подстановке в правую и левую части а = 0,766; 0,8; 0,9 и т. д.

Коэффициенты b и с находятся путем ре­шения двух уравнений для первого и вто­рого режимов работы скважины:

Отсюда

По величине коэффициента b рассчиты­ваем гидропроводность и проницаемость пласта

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: = 1,5 мПа·с; = 0,016 мПа·с, =1,25 и = 0,85 г/см3.

Таблица 6.1

Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы

Значения произведения при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в табл.

Таблица 6.2

Значения при различных режимах работы скважины

	Наименование		Режим
			1		2		3		4
Средние давления Па Произведение , мПа·с		76,2·105 2,29		75,0·105 2,31		73,4·105 2,32		70,8·105 2,34

В рассматриваемом случае

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*