Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин. 2003 год

Подождите немного. Документ загружается.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

395

Глава 10

Упражнение 1

Давление,

атм

Вязкость,

спз

Фактор

сжимаемости

∆p,

атм

p/(µz) [p/(µz)]

ср

2*[p/(µz)]

ср

*∆p

ψ(p),

атм

/спз

1.0 0.01198 0.9987 83.604

13.6 0.01235 0.9839 12.6 1119.991 601.798 15176.045 15176.045

27.2 0.01277 0.9686 13.6 2200.530 1660.261 45189.635 60365.680

40.8 0.01319 0.9544 13.6 3243.237 2721.883 74085.303 134450.983

54.4 0.01362 0.9414 13.6 4245.622 3744.429 101917.369 236368.352

68.0 0.01405 0.9296 13.6 5209.909 4727.765 128682.211 365050.563

81.7 0.01451 0.9194 13.6 6120.853 5665.381 154202.607 519253.170

95.3 0.01496 0.9107 13.6 6992.359 6556.606 178460.320 697713.490

108.9 0.01542 0.9038 13.6 7812.065 7402.212 201476.371 899189.861

122.5 0.01589 0.8986 13.6 8577.975 8195.020 223055.343 1122245.204

136.1 0.01636 0.8953 13.6 9291.390 8934.683 243187.774 1365432.978

• В таблице представлено пошаговое вычисление псевдодавления ψ с

использованием известные значения давления р, вязкости µ и фактора

сжимаемости z.

• Если нанести данные из таблицы на график, то можно увидеть, что

зависимость псевдодавления от давления не линейна и описывается

уравнением третьего порядка.

Глава 10

Упражнение 1

y = -0.0827x

+ 85.573x

- 85.485x + 817.69

0.0E+ 00

2.0E+ 05

4.0E+ 05

6.0E+ 05

8.0E+ 05

1.0E+ 06

1.2E+ 06

1.4E+ 06

0 20406080100120140

Давление, атм

Псевдодавление, атм

/спз

График зависимости псевдодавления ψ от давления p

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

396

Глава 12

Упражнение 1

• Для анализа данных гидропрослушивания с помощью типовых кривых

необходимо нанести на график данные зависимости изменения давления

∆p от времени в логарифмических координатах. Мы берем значения ∆p как

абсолютные значения.

• Точки соответствующие нагнетанию в течении 48 часов должны лечь на

типовую кривую Theis, а после остановки нагнетания будет очевидным

отклонение от этой типовой кривой.

• Хотя периоду нагнетания соответствует всего четыре точки, совпадение

реальных данных с типовой кривой достаточно приемлемое, иможно

выбрать точку подгонки M.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

397

Глава 12

1.E-02

1.E-01

1.E+ 00

1.E+ 01

1.E-01 1.E+ 00 1.E+ 01 1.E+ 02 1.E+ 03 1.E+ 04

Упражнение 1

Анализ данных гидропослушивания с использованием

типовой кривой Theis

Глава 12

Упражнение 1

• Параметры точки М в двух разных системах координат:

– ∆p

= 6.8 атм и t

= 10 часов

–(p

)

= 0.96 и (t

)

= 0.94

• Определяем проницаемость:

• И вычисляем φс

• Следовательно, можно определить пористость:

()

[

]

[

]

[]

мД

атмм

спзсутм

8.6

96.0

7.13

1127

41.1841.18

=⋅

⋅⋅

∆

()

[

]

[]

[

]

2222

1046.1

94.0

27.361

00036.000036.0

−−

×=

⋅

∆

= атм

час

мспз

мД

11.0

10323.1

1046.1

−

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

398

Глава 12

Упражнение 1

График в полулогарифмических координатах

-6

-4

-2

1 10 100 1000

, атм

log

= 3.4375

атм/лог.цикл

1час

= -4.9951 атм

Глава 12

Упражнение 1

• Анализировать данные гидропрослушивания можно с использованием

графика в полулогарифмических координатах, зависимость p

от ln t.

• На графике видно, что последние три точки соответствующие периоду

нагнетания ложатся на одну прямую с наклоном m

= 3.4375 атм/лог.цикл,

а p

1час

= -4.9951 атм.

• То есть получаем параметры пласта:

[

]

[] [ ]

мД

цикллогатмм

спзсутм

k 3.5

./4375.37.13

1127

205.9205.9

⋅

⋅⋅

[]

[

]

[

]

[]

12034.7

.4375.3

9951.40

12034.7

1039.1

27.361

3.5

−−













−













−

×=

⋅

== атмe

мспз

мД

цикллогатм

атматм

часi

11.0

10323.1

1039.1

−

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

399

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

400

Упражнение 1

4602

4632

4662

4692

4722

4752

4782

465 470 475 480

Давление (атм)

Газоводяной

контакт

Градиент

газа

Градиент

воды

Упражнение 1

• Построив график «давление-глубина», проводим градиенты газа и воды.

• Точка пересечения этих градиентов – газонефтяной контакт (ГНК).

• Глубина ГНК равна 4677 м.

Центр Профессиональной Переподготовки Специалистов Нефтегазового Дела

401

Глава 15

Упражнение 2

1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

204 206 208 210 212 214 216 218

Давление (атм)

TVD (м)

Градиент нефти

Градиент воды

ВНК

глубина – 2049 м

Глава 15

• Построив график «давление-глубина», замечаем, что данные в точках 4, 5,

7, 8, 10, 11 являются результатом влияния эффекта избыточного давления.

• Посчитав проницаемость по предложенной формуле, получили, что в этих

точках значение проницаемости лежит в интервале 0.13-0.5 мД.

• Поскольку проницаемость в этих точках мала, эффект влияния

избыточного давления значителен, поэтому при решении задачи эти точки

рассматривать нельзя.

• Точки 1, 2, 3, 6 лежат на одной линии и соответствуют градиенту давления

нефти.

• В водоносном горизонте только точка 9 не подверглась влиянию эффекта

избыточного давления.

• Поскольку градиент давления воды известен, строим еще 2 точки

(отмеченные розовым цветом на графике), затем проводим градиент

давления воды через точку 9 и дополнительные две точки.

• Точкой пересечения градиентов давления воды и нефти является

водонефтяной контакт, согласно графику его глубина равна 2049м.

Упражнение 2