Гидродинамическое исследование скважины,эксплуатирующей одновременно несколько пропластков

    

    Рис. 10. Влияние границ в пластах на форму кривых

    восстановления  давления 

           Если граница АВ проницаема, то  в случае < и при прочих равных условиях фактическая кривая восстановления давления отклонилась бы от линии 1—1 в ту же сторону, но в меньшей степени (участок 0—3). Если > то отклонение от линии 1—1 также будет иметь место, но в другую сторону (участок 0—4).

           Аналогичное влияние границы  оказывают и на форму кривых  гидропрослушивания.

            В реальных пластах может быть  несколько границ, одновременно  влияющих на характер получаемых  при исследовании кривых ∆p(t). Эти границы могут иметь различную  форму и различным способом  располагаться относительно друг  друга. В таких случаях задача  обработки кривых существенно,  усложняется. Однако во многих  случаях такая обработка оказывается  не только возможной, но она  еще и позволяет извлекать  из результатов исследований весьма важную информацию о положении и форме границ в пласте, т. е. решать задачи промышленной разведки месторождений. Поэтому процесс исследования пластов гидродинамическими методами иногда называют гидрологической разведкой или гидроразведкой пластов. Однако чаще под гидроразведкой понимают определение положения и форм границ в пластах методами гидродинамических исследований. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    3 ЗАДАЧА 

    Обработать  результаты исследований фонтанной  безводной скважины, эксплуатирующей  одновременно три пропластка. Результаты дебитометрических исследований представлены в таблице. Забойное давление выше давления насыщения.

      Таблица 1

  Рзаб, МПа

               16,0     

           15,6

           15,2

           14,8

           14,4

           14,0

           13,6                                                             ¯Рпл

           13,2                                    3

           12.8                 2

           12,4      1            

             12,0         20       40       60       80      100     120    140    160     180 

                                                                                                                 Q, м³/сут

    Рисунок 6 – Зависимость Рзаб - Q 
 

    Строим  индикаторные линии каждого пропластка в координатах

Рзаб – Q (линии 1,2 и 3), а также суммарную индикаторную линию 4 (рисунок 6). Все индикаторные линии прямолинейны, поэтому можно определить пластовое давление ¯Рпл. Экстраполируем индикаторные линии до пересечения с осью ординат и получаем Рпл1 = 14,1 МПа, Рпл2  =15,6 МПа,

Рпл3 = 14,5 МПа, ¯Рпл = 14,6 МПа 

Используем  уравнение притока 

Кпр = tgα=Q/ΔP 

Кпр1 =39,2/(14,1-12,25)= 21,89 м³/(сут·МПа)

Кпр2 =62/(15,6-12,25)= 18,5074 м³/(сут·МПа)

Кпр3 =78,2/(14,5-12,25)= 30,66 м³/(сут·МПа) 

    Вычисляем суммарный коэффициент продуктивности скважины

    Кпр4 =179,3/(14,8-12,25)= 70,314 м³/(сут·МПа)

    Так как среднее пластовое давление в скважине ¯Рпл = 14,8 МПа, а пластовое давление во втором пропластке Рпл2 =15,6 МПа. То этот пропласток в остановленной скважине будет работать с дебитом

    Q2’ = Кпр2 ·(Рпл2-¯Рпл )= 18,5074·(15,6-14,8)=14,8 м³/сут

    Очевидно, что поступающая из второго пропластка нефть будет поступать в первый и третий пропласток. Рассчитываем переток нефти из второго пропластка в первый

    Q1’ = Кпр1 ·( ¯Рпл- Рпл1)= 21,89· (14,8-14,1)=15,323 м³/сут

    Определим также переток нефти из второго пропластка в третий.

    Q3’ = Кпр3 ·( ¯Рпл- Рпл3)= 30,66·(14,8-14,5)=9,2 м³/сут

    Таким образом, суммарный переток нефти из второго пропластка в первый и третий пропласток составляет 14,8 м³/сут

    В тоже время суммарное поглощение нефти в первом и третьем пропластках Q1' + Q3'=15,323 +9,2= 24,523 м³/сут

    Сопоставим  цифры 14,8 м³/сут и 24,523 м³/сут показывает разницу 39,5%. Эта разница возникает вследствие ошибок экстропаляции значений пластового давления в пропластках и среднего давления.

    Введем  поправку в ¯Рпл . Более точное его значение 14,75 МПа. Для данного значения ¯Рпл суммарный коэффициент продуктивности 

    Кпр4 =179,3/(14,75-12,25)=71,72 м³/(сут·МПа)

    Вычислим  суммарный коэффициент продуктивности, зная коэффициент продуктивности каждого  пропластка.

    Кпр4 = Кпр1 +Кпр2 +Кпр3 = 21,89+18,5074+30,66=71,054

    Таким образом среднее пластовое давление в скважине составляет

    ¯Рпл= 14,75МПа, рассчитываем заново:

    Q2’ =18,5074(15,6-14,75)=15,73 м³/сут

    Q1’ =21,89· (14,75-14,1)=14,229 м³/сут

    Q3’ =30,66· (14,75-14,5)=7,665 м³/сут

    Таким образом суммарный переток составляет14,75 м³/сут, а разницу между (Q1' + Q3') и Q2’- только 0,4% что вполне допустимо. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ

    В данной задаче при обработке результатов  исследования скважин   методом  установившихся отборов, мы построили индикаторную диаграмму и по ней определяли: суммарный коэффициент продуктивности, величину перетока, поглощения нефти и среднее пластовое давление  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 

1. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и

скважин. М.: Недра. 1973. С. 108-114, 149-150, 166-170.

2. Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика.- М.: Недра, 1993.- 156с.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Нефть и газ. 2007.№2. С. 142-144.