Влияние притока жидкости в ствол скважины

После остановки

 

Промысловыми и лабораторными исследованиями установлено, что наибольшее искажающее влияние на начальные участки КВД оказывает дополнительный приток жидкости в ствол скважины после ее остановки. При длительном наблюдении КВД асимптотически стремится к кривой, соответствующей мгновенному закрытию скважины на забое.

 

Искажения начальных участков вследствие притока приводят к тому, что участки, несущие информацию о призабойной зоне, оказываются дефектными.

На рис. 6.12 показана форма графиков КВД с учетом влияния притока жидкости в ствол скважины после ее остановки.

Время выхода КВД на асимптоту зависит от емкости ствола и фильтрационных свойств пласта, а также от упругих свойств жидкости и газа.

Критерием применимости методов обработки КВД без учета притока является условие выхода кривой на асимптоту при , равном:

 

 

, (6.28)

 

 

где -время прекращения притока в скважину и выхода кривой на асимптоту, ч;

- желаемая точность, %;

- эмпирический коэффициент, зависящий от газового фактора и сжимаемости нефти;

- объем ствола скважины;

- депрессия до остановки;

- коэффициент продуктивности;

- постоянный коэффициент (см. табл. 6.1.).

В высокодебитных скважинах условие (6.28) наступает быстро. В связи с этим рекомендуется обработку КВД вести без учета притока при условии наличия надежной протяженности асимптоты. Длина асимптоты во времени определяется неравенством:

 

 

,

 

 

где . (6.29)

 

Таблица 6.1

Значения коэффициента в формуле (6.28)

Месторождение	Пласт	Коэффициент А, м^3/кгс/см^2
Самотлорское	АВ1 АВ2-3 АВ4-5 БВ8 БВ10	15,36 23,50 14,64 40,56 10,32
Мегионское	БВ8	14,90
Советское	АВ1 БС8	14,16 19,68
Западно-Сургутское	БС1 БС10	14,16 10,56
Усть-Балыкское	БС1 БС2-3 БС4	17,76 12,24 12,00
Солкинская площадь	БС1	9,36
Федоровская площадь	БС10	13,40

 

 

Примеры обработки кривых восстановления давления

Без учета притока жидкости

Пример 1. Определить гидродинамические параметры пласта ЮК₁₀¹¹ Талинского месторождения в районе скважина 8478 при следующих исходных данных: дебит скважины м³/сут; продолжительность работы скважины 15 сут; нефтенасыщенная толщина пласта = 19,8 м; обводненность продукции скважины = 97%;объемный коэффициент нефти = 1,6; вязкость пластовой нефти = 0,4 мПа×с;радиус дренирования = 150м;начальная упругоемкость пласта = 3,9×10^-4 1/МПа. Скважина исследована методом снятия кривой восстановления давления. Первичные данные восстановления давления приведены, табл. 6.2.

Решение.

1. По данным, табл. 6.2, строим кривую восстановления давления в координатах , рис. 6.13.

2. Проводим асимптоту на прямолинейном участке КВД.

3. Для расчета уклона i асимптоты зададимся двумя значениями времени: ; . Им соответствуют значения депрессии: = 8,52 МПа; = 9,48 МПа. При этих значениях уклон асимптоты КВД равен:

 

Таблица 6.2

Исходные данные скважины № 8478 Талинского месторождения

Время с момента остановки, с	lgt	Депрессия DРс(t), МПа	Время с момента остановки, с	lgt	Депрессия DРс(t), МПа
	3,56	4,34		4,73	9,19
	3,86	6,45		4,76	9,23
	4,03	7,05		4,78	9,30
	4,16	7,95		4,81	9,38
	4,25	8,20		4,83	9,40
	4,33	8,39		4,85	9,49
	4,40	8,55		4,87	9,50
	4,46	8,65		4,89	9,59
	4,51	8,70		4,91	9,60
	4,56	8,80		4,93	9,61
	4,60	8,90		4,95	9,65
	4,63	8,95		4,97	9,70
	4,67	90,		4,98	9,70
	4,70	9,13		5,00	9,71

 

 

.

 

4. Экстраполируя асимптоту до пересечения с осью ординат при , определяют . Но, учитывая, что график КВД в координатах начинается с отметки значения вычисляются по формуле:

 

.

 

5. По формуле (6.10) вычислим коэффициент гидропроводности пласта:

 

,

 

где константа 2,12 - переводный коэффициент равный отношению ;

здесь 2,3 - константа результат перевода натуральных логарифмов в десятичные, так как КВД построена в координатах

11,57 - константа результат перевода дебита скважины из м³/сут в см³/сут. Если дебит скважины задан в т/сут, то для перевода в м³/сут необходимо заданный дебит разделить на удельный вес жидкости;

- объемный коэффициент смеси для перевода объема отобранной жидкости в пластовые условия. Обычно он определяется приближенно из соотношения:

 

, (6.30)

 

здесь - доля воды в продукции скважины;

- объемные коэффициенты для нефти и воды.

Для нашего случая равна .

Вычислим коэффициент гидропроводности пласта:

 

 

или в принятых обозначениях .

6. По формуле (6.12) вычислим подвижность пласта:

 

,

 

где - нефтенасыщенная толщина пласта в районе данной скважины. Если имеются данные по дебитометрии, а именно, работающая толщина пласта , то вместо необходимо использовать .

Коэффициент действующей толщины для данного месторождения колеблется в пределах 0,28 - 0,75 и в среднем составляет не более 0,5. Поэтому для нашего примера вместо используем . Отсюда подвижность равна:

 

.

 

7. По формуле (6.13) вычислим проницаемость пласта:

 

 

Здесь нами принято в пластовых условиях. При других условиях

 

, (6.31)

 

где − относительная продуктивность скважины,

- коэффициенты продуктивности скважины в обводненный и безводный периоды эксплуатации.

8. Определим коэффициент пьезопроводности пласта по формуле (6.14):

 

.

 

Упругоемкость пласта , вычисленная по формуле (1.16) при , составляет 1,61×10^-4 1/МПа.

9. По формуле (6.15) вычислим приведенный радиус скважины r_спр:

 

 

 

10. Определим функцию :

 

 

.

 

Статическая депрессия равна .

11. Вычислим по формуле (6.17) приведенный радиус скважины:

 

м,

 

где .

12. Вычислим скин-фактор .

13. По формуле (6.18) вычислим коэффициент продуктивности скважины на данном режиме:

 

см³/МПа·с.

 

Полученное значение продуктивности относится к пластовым условиям. В поверхностных условиях:

 

м³/МПа/сут.

 

14. Вычислим функцию :

 

с.

 

15. Оценим время стабилизации режима:

 

 

ч.

 

Пример 2. Обработать кривую восстановления давления скважина № 5253 с учетом предыстории работы на трех стационарных режимах. Схема работы скважины перед снятием КВД показана, рис. 6.14, результаты исследований приведены, табл. 6.3.

 

 

 

Таблица 6.3

 

Исходные данные, скважина № 5253

 

j	Tj, ч	qi, м^3/сут
		46.5
		51.0
		52.5

Решение.

1. На основании формулы (6.25) запишем уравнение приведенного времени при числе режимов n=3.

Таблица 6.4

Результаты обработки КВД скважины № 5253

tв, ч	lg t, с	0.88×lg(96+tв) (48+ tв)	0.97×lg(48+tв) (24+ tв)	lg(24+tв) tв	lg tпр =S(3+4+5)	DPc(t)
0,67	3,38	0,260	0,268	1,57	2,12	16,0
1,33	3,68	0,259	0,280	1,27	1,82	26,5
2,01	3,86	0,257	0,275	1,11	1,64	33,0
2,65	3,98	0,255	0,270	1,00	1,53	36,6
3,34	4,08	0,252	0,265	0,91	1,43	40,0
4,01	4,16	0,250	0,260	0,84	1,35	42,6
4,61	4,22	0,248	0,257	0,79	1,30	44,1
5,29	4,28	0,245	0,252	0,74	1,24	45,5
5,94	4,33	0,243	0,248	0,70	1,19	46,1
6,66	4,38	0,240	0,244	0,66	1,15	46,7
7,30	4,42	0,239	0,240	0,63	1,11	47,5
8,20	4,47	0,236	0,235	0,59	1,06	47,8
8,58	4,49	0,235	0,232	0,58	1,05	48,0
9,20	4,52	0,232	0,229	0,56	1,02	48,0
10,10	4,56	0,230	0,225	0,53	0,98	48,5
10,60	4,58	0,229	0,222	0,52	0,97	49,0
11,30	4,61	0,227	0,218	0,49	0,94	49,2
11,85	4,63	0,225	0,216	0,48	0,92	49,5
12,70	4,66	0,223	0,121	0,46	0,89	50,0
13,30	4,68	0,221	0,209	0,45	0,88	50,0

 

 

2. Для удобства расчетов по приведенному уравнению составим, табл. 6.4.

3. На основании табл. 6.4 построим график КВД, рис.6.15. Для сравнения на этом же графике построена КВД без учета предыстории работы скважины в координатах .

4. Определим уклоны асимптоты:

 

, .

 

5. Вычислим гидропроводность пласта в районе данной скважины:

 

мкм²/Па·с,

мкм²/Па·с.

 

 

 

Как видно из расчетов, не учет предыстории работы скважины при обработке КВД, завышает параметры пласта.