Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

ми.

Значение т можно определить по одному из известных методов (напри-

мер,

по методу В. И. Щурова).

Пример.

В результате исследований скважины установлено, что К=

2370

см

/(с-МПа). Среднее расстояние

между

данной скважиной и бли-

жайшими окружающими /?

=250 мм; приведенный радиус г=2,48-10-

м.

По

формуле (1.5)

10-

-2370-1п

248-10-»

мкм

Если скважиной эксплуатируется многопластовый объект и индикатор-

ные диаграммы прямолинейны по каждому работающему пласту, последние

обрабатываются так же, как и при однояластовом объекте. При этом зна-

чения

г и R

предварительно определяют раздельно для каждого пласта.

Чтобы найти усредненную проницаемость пласта в районе скважины по

известному значению гидропроводности, необходима независимая оценка вяз-

кости жидкости в пластовых условиях (по лабораторным данным) и рабо-

тающей толщины пласта (по геофизическим данным).

ОБРАБОТКА

ДАННЫХ

ИССЛЕДОВАНИЙ

ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ В

ПЛАСТЕ

ГАЗИРОВАННОЙ

НЕФТИ

Установившийся приток газированной нефти к скважине (когда филь-

трация происходит в соответствии с линейным законом) можно описать

формулой, аналогичной (1.1):

10'rcfe,,

ка

Л \(р

где Q — дебит жидкости в поверхноетных условиях, см

/с; 6

ас, &ннас,

Цн

нас — соответственно объемный коэффициент, проницаемость и вязкость

нефти

при давлении, равном давлению насыщения; А#

•—

преобразованная

фуикция

давления Христиановича, имеющая размерность давления,

^нас

I —д-Г,

нН"

А//= I —д-Г, dp, (1.7)

где

FH(SH)—относительная

проницаемость для нефти (сложная функция

давления);

(р)

и |х'

(р)—соответственно объемный коэффициент и вяз-

кость при давлении

р<р

&с.

Формула (1.6) справедлива, когда Рк>Рвас>Рэав (смешанный поток).

Если

Ркй=Рнас

(нефтегазовая залежь или нефтяная залежь, пластовое дав-

ление в которой снижено ниже начального давления насыщения), то в квад-

ратных скобках формулы (1.6) остается только величина ЛЯ, а верхний пре-

дел интеграла (1.7) заменяется на р

(рпп).

Аналогом коэффициента продуктивности тогда

будет

Численно

величина Ко равна тангенсу

утла

между

индикаторной ли-

нией

2, построенной в координатах

Q—AH

или Q—[(р„л—Рааб)-|-АЯ], и

осью ординат (рис. 1.2).

Если р

л>Рнас>Рзаб, индикаторная диаграмма

координатах

Q—Ар

прямолинейна

диапазоне Рпл>Рза<ь>рнас

криволинейна

при

аб<Рнас-

На

прямолинейном участке

Ко=К,

поэтому коэффициент гидропроводности

определяется

так же, как и при

обычных прямолинейных диаграммах.

При

Рпл^Рнас

начальная гидропроводность пласта определяется исходя

из по-

лученного значения

Ко (по той же

методике).

Интегрирование

(1.7)

производится численным методом.

Подынтегральная функция

dAH

)

(1.9)

для каждого объекта эксплуатации может быть представлена

виде табли-

цы

или

графика.

Для ее

построения используются результаты исследований

зависимостей

Ца(р),

(р), растворимости газа

нефти

а(р) и

диаграмма

относительных проницаемостей F

)

где S

—

нефтенасыщен-

ность.

Величина

зависящая

от S

предварительно должна быть представ-

лена

функции давления (также

виде таблицы

или

графика).

При

этом

существенно важно учитывать

то

обстоятельство,

что

выделяющийся

в пла-

сте свободный

газ

может оставаться неподвижным

до

достижения равновес-

ной

газонасыщенности

(о

проявлении этого фактора можно

судить

по

нали-

чию петли гистерезиса

на

индикаторных диаграммах,

по

резкому изменению

их формы

при

переходе

из

области Рзаб>Рнас

область Рзас<Ршас

и по

форме диаграмм относительных проницаемостей). Связь

между

давле-

нием

области газонасыщенности, превышающей равновесную, можно

уста-

новить

при

помощи уравнения

(Г

ар)

(1.10)

где

Г —

газовый фактор (общее количество газа

кубометрах растворен-

ного

в 1 м

нефти

при

давлении, равном давлению насыщения), м

/м

;

а —

коэффициент

растворимости, МПа~';

р —

давление,

МПа;

—вязкость

га-

за, мГТа-с.

Левая часть уравнения (1.10)—однозначная функция давления,

пра-

вая

—

функция нефтенасыщенности

(эту

функцию легко можно получить

из

диаграмм относительных проницаемостей). Задаваясь последовательно

раз-

личными

значениями

р,

определяя

для

каждого

из них (по

эксперименталь-

dAH

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

<м

0,3

Д/-АЯГ,

МПа

ным данным)

величины

а, 6„, Цн и |i

целом

левую

часть уравнения,

по-

лучим значения

/Ft,.

По

зависимости

}(S

)=F?/F

2* определяют значения

, а по 5

поль-

зуясь диаграммой относительных

про-

ницаемостей,

— F«.

В области газонасыщенности,

не

превышающей равновесную, величину

при

заданном давлении

прибли-

зительно можно определить

по

следую-

щей

формуле:

— •

Рис.

1.3.

Зависимость подынтег-

ральной функции

dAH/dp

и по-

правки

(Ар'—АН)

от

Давления

(U1)

Г,

Mill

где

и а

определяются

по

имеющим-

ся

зависимостям

(р) и а(р).

ТАБЛИЦА

1.1

РАСЧЕТ

ФУНКЦИИ

ДЯ

Номера

точек

Рзаб'

МПа

9,6

7,5

6,5

ДР'=Рнас-

-Рзаб'

МПа

0,6

1,6

2,1

2,6

3,1

3,6

4,6

5,6

6,6

Р-Рп

мш

0,6

0,5

<*дя

0,89

0,715

0,66

0,55

0,4

0,46

0,41

0,375

0,335

dp { п Pn-i)

0,567

0,802

0,344

0,302

0,260

0,238

0,435

0,392

0,355

дя,

МПа

0,567

1,37

1,71

2,02

2,27

2,51

2,95

3,34

3,69

Др'—ДЯ,

МПа

0,043

0,23

0,39

0,58

0,83

1,09

1,65

2,26

2,91

Пример.

Полученная при

исследовании

скважины

индикаторная

диа-

грамма

в координатах

Q—р

аб

приведена на рис. 1.2 (кривая /). Пласто-

вое давление р

пл

=10,8 МПа, давление насыщения нефти газом р

ас =

9,6 МПа. Зависимость подынтегральной функции

d&H/dp

от давления, по-

строенная по данным исследования продесса разгазирования нефти и иссле-

дований относительных пронииаемостей, приведена на рис. 1.3 (кривая /).

Проведем интегрирование для точек, соответствующих забойным давле-

ниям

9; 8; 7; 7,5; 6; 6,5; 5; 4 и 3 МПа.

Значения

подынтегральной

функции

d^H/dp=F^/(b'

\i'

)

для этих то-

чек, взятые по графику рис. 1.3 (кривая /), приведены в пятой графе

табл. 1.1. Интегрирование проводится методом трапеций. Расчетные данные

приведены в табл. 1.1.

В последней графе даны величины (Др'—ДЯ), характеризующие допол-

нительный перепад

между

пластовым и забойным давлениями, обусловлен-

ный

разгазированием нефти в пласте.

График

зависимости (Др'—ДЯ) от давления (рис. 1.3, кривая 2)

универсален для скважин данного объекта, эксплуатируемых при

Рпл>Рнас>Рэаб

и дающих нефть с идентичными характеристиками.

Если Рпл<Рнас, можно построить универсальные для данного объекта

палетки аналогичных графиков для различных значений р

пл

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

ПАРАМЕТРОВ

ТРЕЩИНОВАТЫХ

КОЛЛЕКТОРОВ

ПО

ДАННЫМ

ИССЛЕДОВАНИЯ

СКВАЖИН

НА

УСТАНОВИВШИХСЯ

РЕЖИМАХ

ИХ

РАБОТЫ

Определение параметров трещиновато-пористых пла-

стов с

учетом

изменения проницаемости от давления

в пласте. Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено,

что в трещиноватых коллекторах при изменениях пластового давления про-

исходит изменение проницаемости пород, особенно трещинной проницаемости.

Изменение

трещинной проницаемости k

{

и проницаемости пористой среды <г

можно представить соответственно следующими зависимостями:

fei

fcoi

ехр [—ai(p

—p)];

(1.12)

*г==*02

ехр [—а

(Ро—р)]-

Здесь k\, k

— соответственно коэффициенты проницаемости трещиноватой и

пористой сред блоков при текущем пластовом давлении р; k

, &

— то же,

при

начальном пластовом давлении р

; щ, а

— коэффициенты изменения

проницаемости от давления соответственно трещиноватой и пористой сред.

Дебит скважины, вскрывшей трещиновато-пористую

ореду,

состоит из

двух

составляющих: из дебита <?ь получаемого по трещинам породы, и из

дебита Q2, получаемого по парам. После подстановки зависимостей прони-

цаемостей

(1.12)

от давления в закон Дарси в дифференциальной форме и

интегрирования в известных пределах получим формулы притока к скважине,

вскрывшей трещиновато-пористый пласт, с

учетом

зависимостей проницаемо-

стей сред от давления:

2rcfe

ехр [ — а. {р

— р

)]— ехр [ — а, (р„ — р

) ]

?,= — .,1п(Л

/г

)

ехр [ — a

— Рк)] — ехр [—а

(р

— р

)]

(

ЛЗ)

Здесь ра, Рк, Рс — соответственно начальное пластовое, текущее контур-

ное

и забойное давления; |х, h — соответственно вязкость нефти и толщина

пласта.

По

данным промысловых исследований скважин на установившихся ре-

жимах стреится индикаторная линия, по которой определяются параметры

целом для пласта. Раздельное определение параметров трещин и пористых

блоков по суммарной индикаторной линии затруднительно. Это возможно,

если сочетать результаты промысловых испытаний с лабораторными иссле-

дованиями.

Однако в этом часто и нет необходимости, поскольку трещинная

проницаемость значительно превосходит по своей величине проницаемость

пористой ореды породы. При этом суммарный дебит Q скважины примерно

равен

дебиту,

получаемому по трещинам q\, т. е. Q—<7i. Тогда формула

притока однородной жидкости к скважине представится в следующем виде:

К.

In (Я

/г

) >

q =

#Ди,

= '

й,

= ft

ехр [ — о, (р

—,

—ехр [ — а, (р

— р

) ]

(1.14)

Здесь Ki — текущий коэффициент продуктивности, функция пластового

давления, независимая от изменений забойного давления.

Для сопоставления коэффициентов продуктивности Ki, полученных в од-

ной

и той же скважине в разное время, необходимо сводить их к условному

коэффициенту

продуктивности, соответствующему начальному пластовому

давлению:

Koi=Kiexp[a,.(p,,—p«)I. (

II5

)

Если определенные таким образом значения коэффициентов продуктив-

иостей на различные даты

будут

различны, то это

будет

свидетельствовать

наличии необратимых процессов, происшедших в призабойной зоне (не-

обратимая деформация пласта, засорение механическими примесями, выпа-

дение парафина и т. д.).

Таким

образом, процесс притока или

расхода

в трещиноватом пласте

при

изменении проницаемости обусловлен коэффициентом продуктивности

Koi (а следовательно, и проницаемости) при начальном пластовом давлении

коэффициентом изменения проницаемости ai.

Для определения этих параметров применяется графоаналитический

способ.

На

фактической индикаторной диаграмме определяются две площааи

/i и fs".

ДА

f,= J

Qd(Ap),

= <}№, ЬР1 =

РК-РЫ-

(

1Л6

ТАБЛИЦА

1.2

ЗНАЧЕНИЯ

ФУНКЦИИ

0,509

0,517

0,533

0,549

0,566

0,582

0,598

0,613

0,628

0,642

0,656

а,Др

0,1

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0,491

0,483

0,467

0,451

0,434

0,418

0,402

0,387

0,372

0,358

0,344

—а,Др

0,1

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0,670

0,683

0,696

0,708

0,719

0,730

0,740

0,750

0,760

0,769

а,Др

2,2

2,4

2,6

2,8

3,0

3,2

3,4

3,6

3,8

4,0

0,330

0,317

0,304

0,292

0,281

0,270

0,260

0,250

0,240

0,231

—ctiAp

2,4

2,6

2,8

3,0

3,2

3,4

3,6

3,8

4,0

Примечание.

г_—-относится

добызающим скважинам,

г„—к

нагнетательным.

Отношение этих площадей

зависит только

от

одной безразмерной

ве-

личины

а\Ар:

—ехр

[ —

аД

р'

(117)

Результаты табулирования функции

представлены

таблице

1.2.

Здесь

интеграл

U —

площадь, ограниченная индикаторной линией

осью перепа-

дов,

определяется численно, например,

по

формуле трапеций

для

соответ-

ствующей точки индикаторной линии. Площадь

/г

представляет собой

п.ю

щадь прямоугольника, равную произведению координат также соответствую-

щей

точки индикаторной линии.

Для каждой точки индикаторной линии определяются площади

f\ и f

затем функция

z, а

потом

из

табл.

1.2

определяются безразмерные значе-

ния

величины dikp. Далее, зная фактические значения перепадов

Ар,

опре-

деляют величины коэффициента

О|.

Окончательно коэффициент

<ii

прини-

мается

как

средняя величина

из

всех

его

значений.

ТАБЛИЦА

1.3

ПРИМЕРУ ОБРАБОТКИ ИНДИКАТОРНОЙ ДИАГРАММЫ

ПО

СКВАЖИНЕ,

ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ТРЕЩИНОВАТЫЙ КОЛЛЕКТОР

Номера

точек

Дебит

жидко-

сти

пласт.

усл.

СМ

/С

280

560

840

1122

1402

ЗаВой-

ная

депрес-

сия

МПа

0,6

1,14

1,84

2,68

3,72

86,7

333

820

1650

2970

f,=

168

638

1546

3007

5215

0,516

0,522

0,530

0,549

0,570

(Х,Др

0,14

0,26

0,4

0,6

0,9

(МПа)"'

0,233

0,228

0,217

0,244

0,242

=0,23

МПа

0,55

1,0

1,52

2,01

2,46

Ко.

см»/(с-МПа)

509

560

553

558

570

/(„=550

500

1000

О,-!

Для определения начального

коэф-

фициента

продуктивности

Ко

предвари-

тельно рассчитываются

для

нескольких

точек величины

Лрь

—«iAp

Ьр,

МПа

Рис.

1.4.

Обработка индикаторной

диаграммы

для

трещиноватого

коллектора

Начальный

коэффициент продук-

тивности

для

каждой точки определя-

ется

из

соотношения

Результаты определения

Ко по не-

скольким

точкам осредняются.

Пример*.

Результаты исследова-

ний

представлены

табличной форме

(см.

табл.

1.3

графы вторая

третья)

на рис. 1.4.

Порядок

обработки покажем

на

примере

2-й

точки.

1. Численным интегрированием определяем площадь

f\. В

данном

случае

333.

2. Определяем /2=560X1,14=638.

3. Олределяем 22=/,//

=333/638=0,522.

Для

=0,522

по

табл.

1.2

находим a'iAp=0,26.

5. Определяем а",=0,26/1,14=0,228.

6. Определяем

Др

=(1—

е-°-

2в

)/0,228=1.

7. Определяем

/(02=560/1=560 ом

/(с-МПа).

Аналогичные вычисления производятся

для

всех

точек

(см.

табл.

1.3).

В рассмотренном примере ai<=0,23, Яо=55О см

/(с-МПа).

Определение

параметров трещиновато-пористых пластов

учетом возникновения инерционных сопротивлений

Фильтрация

соответствии

линейным законом может нарушаться

вследствие возникновения существенных инерционных сопротивлений,

осо-

бенно

призабойной зоне скважин. Прямые свидетельства возникновения

инерционных

сопротивлений получены

при

исследовании скважин дебитоме-

рами

расходомерами. Показано,

что

хотя пласт дренируется весь,

тем не

менее приток

или

отток жидкости через стенку скважины происходит

по

узкой полоске пласта (часто

по

интервалу менее

5% от

всей толщины

его).

Первые индикаторные линии, снятые

по

новым скважинам, вскрывшим

тре-

щиноватые карбонатные пласты, бывают резко искривленными

к оси

пере-

падов давлений. Затем после кислотных обработок индикаторные линии

ча-

сто становятся

или

прямолинейными,

или

существенно «выпрямленными».

Это

свидетельствует

о том, что

инерционные сопротивления

во

многом умень-

шены

вследствие расширения каналов течения

призабойной зоне.

Здесь

следует

отметить,

что

фильтрация

не по

линейному закону

про-

исходит только

при

притоке

по

трещинам,

а к

фильтрации

по

пористым

блокам

это не

относится. Следовательно, формулы притока

расхода

со-

ответственно

для

трещин

пористых блоков имеют

вид

Ap=Aq

+Bq

(1.18)

•

Пример В. Н. Васильевского.

где

Ки

К2

—

коэффициенты продуктивности соответственно

для

трещинова-

той

пористой сред;

В—

параметр, характеризующий инерционные сопро-

тивления.

По

данным исследования скважины, очевидно, получается

«сум-

марная» индикаторная линия

как за

счет притока

из

трещин,

так и за

счег

притока

из

пористых блоков.

Как и в

предыдущем случае,

по

данным лабо-

раторных измерений определяются проницаемость пород пласта

другие

па-

раметры,

что

позволяет определить расчетный коэффициент продуктивности

Кг

за

счет фильтрации

по

пористым блокам. Зная расчетный

Кг и

суммар-

ный

коэффициенты продуктивности, легко установить коэффициент

про-

дуктивности

за

счет фильтрации

по

трещинам

К\ и

индикаторную линию

характеризующую процесс притока жидкости

скважине

по

трещинам.

Процесс

определения параметров пласта существенно упрощается, когда

дебит скважины

за

счет течения

по

трещинам

значительно превосходит

дебит

за

счет течения

по

порам блоков

(<71><7г)- Тогда формула

для

определения притока жидкости имеет следующий

вид:

qi\

(1.19)

A=l/K,

Др=<(р

—р

Из

формулы

(1.19)

видно,

что

индикаторная линия должна быть загну-

та

к оси

перепадов давления

как при

отборе жидкости,

так и при

нагне-

тании.

Параметры

К\ и В

можно определить путем расшифровки индикаторных

линий

способом

Е. М.

Минского.

Для

этого индикаторная линия перестраи-

вается

координатах

Ap/<7i—Q\.

Эта

зависимость должна быть прямоли-

нейной:

&p/-q

=A+B\q

(1.20)

По

наклону прямой определяется параметр

В, а по

отсекаемому

на

осиг

ординат отрезку

—

величина

А, а

следовательно,

коэффициент продуктив-

ности скважины

Ki.

Определение

параметров трещиновато-пористых пластов

учетом одновременного наличия изменения проницаемости

от

давления и возникновения инерционных сопротивлений

На

практике трудно выделить какой-либо

из

этих

двух

факторов,

осо-

бенно

если имеется индикаторная линия, полученная лишь

на

режиме отбо-

ра. Тогда изменение проницаемости

зависимости

от

давления

возникно-

вение существенных инерционных сопротивлений приводят

тому,

что

инди-

каторная

линия оказывается загнутой

к оси

перепадов давления.

При

нагне-

тании

же оба

фактора

действуют

противоположных направлениях. Поэто-

му, если

при

исследовании

на

режиме нагнетания индикаторная линия

по-

лучается загнутой

к оси

перепадов давления,

как и на

режиме отбора,

то

можно предположить,

что

преобладают инерционные сопротивления. Если

же

направления

кривизны различны

при

отборе

нагнетании,

то

можно пред-

положить,

что

изменение проницаемости пласта зависит преимущественно

от

давления.

Параметры трещиновато-пористых пластов также определяем

по

форму-

ле (1.19),

с той

лишь разницей,

что

вместо перепада давления

Ар

следует

иметь

виду

функцию давления

Дй

= {ехр[ — а, (Л —

Л)]—

ехр[ —

«,(/><>

—

/><.)]}«-•.

(1.21)

Здесь также

для

расшифровки индикаторных линий рекомендуется

вое

пользоваться результатами лабораторных определений величины проницае-

мости пористых блоков. Расшифровка индикаторных линий трещиноватой

среды осуществляется следующим образом.

Принимается,

что

параметр

изменяется

зависимости

от

давления

по

экспоненциальному

закону. Формула притока

будет

иметь

тогда

следую-

щии

вид:

(1.22)

ехр

[— а, (р

— р

) ] — ехр [ — a

(p. — р

)}

В формуле

(1.22)

три

неизвестных параметра:

ai, Ki, В,

которые также

легко определяются

по

данным расшифровки индикаторных линий.

Для

этого

лредложен следующий метод. Процесс отбора

или

закачки

на

трех

режимах

на

основании

(1.22)

описывается следующими формулами:

{ехр [ — о, (р

— р

) ] — ехр [ — а, (д, — р

С1

) ]} а"

= Aq

+ Bq

{ехр[—

a, (p

— Рк)]— ехр[ — а,

(р„—

рсШа]-

= Aq, + Bq

(1.23)

{ехр [ — а, (р

— р

)

— ехр [ — а, (р

— р

сз

) ]} а"

= Aq

+ Bq

Значения

забойных давлений

\, Ра, Ра и

соответствующих

им

дебитов

Я\, 92, 9з

определяются непосредственными измерениями

на

екважине.

Та-

ким

образом,

системе

из

трех

уравнений

(1.23)

три

неизвестных парамет-

ра:

К, а и В,

которые легко определяются.

Определение

параметров пластов

при зависимости проницаемости от давления

в призабойной зоне нагнетательных скважин

Все нефтяные коллекторы, которые

мы

считаем пористыми, имеют сеть

естественных трещин.

При

пластовых

забойных давлениях ниже критиче-

ского

р. эти

естественные трещины находятся

сомкнутом состоянии

и про-

ницаемость пласта

основном обусловливается проницаемостью пористой

среды. Индикаторная линия

при

этом

—

прямая,

для ее

расшифровки исполь-

зуется обычная формула Дкмдаи. Коэффициент приемистости здесь опреде-

ляется

как

угловой коэффициент индикаторной линии.

При

пластовых

забойных давлениях выше критического проницаемость

•пласта обусловливается

как

проницаемостью пористой среды,

так и

прони-

цаемостью раскрытых трещин, которая зависит

от

давления. Критическое

давление находится

на

уровне начального

или на

10—25%

выше

его и

опре-

Рис.

1.5.

Характерные зоны фильтрации вокруг скважины

деляется по излому индикаторной линии в сторону оси приемистостей, т. е.

пластовое (контурное) давление меньше критического, а критическое меньше

забойного (Po^sP«sSPc)- При этом в пласте образуются две зоны (рис.

1.5,а)

фильтрации:

зона / — от линии с критическим давлением до контура пита-

ния

окважин, зона // — от стенки скважины до линии с радиусом, где дав-

ление равно критическому. В зоне // проницаемость зависит от давления,

а в зоне / не зависит:

Q =

' —

junior)

(1.24)

— exp [ — а (р„ — p

) ]

где К*, k

— коэффициенты приемистости и проницаемости пористой породы

коллектора без образования трещин, т. е. до критического давления р*

пласте; си — коэффициент изменения трещинной проницаемости породы.

Индикаторная

линия для таких условий прямая в начале координат и-

искривляется к оси дебитов в последующем. Здесь коэффициент приемисто-

сти определяется как угловой коэффициент начального участка индикатор-

ной

линии. Для определения коэффициента изменения проницаемости ai здесь

также можно воспользоваться способами, изложенными ранее, с той лишь

разницей,

что индикаторная линия для ее расшифровки строится также и

координатах (Q—Q.)— (Ар—р.)-

Однако характер индикаторной линии одновременно может зависеть от

раскрытия трещин и инерционных сопротивлений. Следовательно,

будем

иметь три зоны фильтрации (рис.

1.5,6).

В зоне I проницаемость пласта т

изменяется

от давления и инерционные сопротивления

отсутствуют.

В зоне II

проницаемость пласта изменяется от давления, а инерционные сопротивления

отсутствуют.

В зоне /// в непосредственной близости от стенки скважины

проницаемость пласта изменяется от давления, а также возникают сущест-

венные инерционные сопротивления. Тогда

u=AQ

+ BQ \Q\;

(1.25)

Д«=

—[exp

[ — a, (р, —

)]]«Г*

+Рк~ Р*-

Определение параметров К., а,\ и В усложняется, хотя и возможно по

способу, изложенному в предыдущем разделе.

Следует

иметь в

виду,

что

форма индикаторной кривой может быть любой в зависимости от превали-

рования

того или иного фактора.

ОБРАБОТКА

РЕЗУЛЬТАТОВ

ИССЛЕДОВАНИИ

СКВАЖИН

НА

НЕУСТАНОВИВШИХСЯ

РЕЖИМАХ

ИХ

РАБОТЫ

Обработка результатов без

учета

дополнительного притока жидкости в ствол скважины

Без

учета

дополнительного притока обрабатываются: данные исследова-

ний

методом восстановления давления по нагнетательным скважинам, в ко-

торых в процессе исследований ствол остается полностью заполненным за-

качиваемой жидкостью; данные исследований добывающих скважин с высо-

ким

давлением в пространстве

между

колоннами НКТ и обсадной и незна-

чительным объемом свободного газа в этом пространстве; при

всех

других

условиях (кроме насосной скважины, эксплуатируемой с открытым межтруб-

ным

пространством) для первичной приближенной оценки характеристик

пласта и скважины.

При

обработке используется формула (1.3), представляющая уравнение

прямой

в полулогарифмических координатах:

(1.26)

Д/7 =

где

—

--A

+ i\gt,

10-

Q}A2,3

4nkh

10-

Q(x2,3

2,25x

2,3-Ю"

2,3-10"

2,25x

'8-?!—

(1.27)

(1.28)

Величина А численно равна отрезку, отсекаемому прямой на оси орди-

нат (Др), величина i (уклон) равна тангенсу

угла

между прямой и осью

абсцисс.

Результаты исследований представляются в виде табличной зависимости

Дрзаб—t, где Д/Эзаб—приращение забойного давления по отношению к его

установившемуся значению до остановки скважины, МПа; t — время с мо-

мента остановки скважины, с.

Обработка результатов сводится к построению кривой в координатах

АРзаб—lg<, определению величин А и (', расчету параметров е и г по фор-

мулам (1.27),

(1.28)

и (1.4), а также к определению коэффициента продук-

тивности скважины К и коэффициента гидродинамического совершенства г\.

Из

формулы

(1.28)

где Q—дебит скважины до останввки (в пластовых условиях), см

/с; е —

мкм

-м/(адПа-с).

По

формуле

(1.27)

можно определить комплексный параметр В=к/г

10*"

2,25

(1.30)

Для определения коэффициента гидродинамического совершенства сква-

жины

т| предварительно оценивается г.

r = Vx/B. (I.31)

ТАБЛИЦА

1.4

К ПРИМЕРУ

ОБРАБОТКИ

КРИЮЙ

ВОССТАНОВЛЕНИЯ

ДАВЛЕНИЯ

БЕЗ

УЧЕТА

ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРИТОКА

Номера

точек

Время,

отсчи-

тываемое

момента

оста-

новки

сква-

жины,

120

180

300

600

1200

1800

2400

3000

3600

4200

ig t

1,78

2,08

2,26

2,48

2,78

3,08

3,26

3,38

3,48

3,56

3,62

МПа

0,041

0,082

0,147

0,231

0,352

0,495

0,530

0,560

0,575

0,580

0,590

Номера

точек

Время,

отсчи-

тываемое

момента

оста-

новки

скважи-

ны,

4800

5400

6000

6600

7200

7800

8400

9000

9600

1', 200

10800

ig<

3,68

3,73

3,78

3,82

3,86

3,89

3,92

3,95

3,93

4,01

4,03

n j-

МПа

0,595

0,598

0,605

0,607

0,608

0,610

0,612

0,615

0,618

0,620

0,621