Расчет параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности

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:

R_k=200 м, r_c = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c₁ = c = 10.

Свойства нефти и газа при р_нас: = 1,5 мПа·с; = 0,016 мПа·с, =1,25 и = 0,85 г/см³.

Таблица 1 Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы

Значения произведения  при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в табл. 2.

Таблица 2 Значения  при различных режимах работы скважины

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*<15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле (5.39) при а == 0,375.

По данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Q_ж,  (рис. 6.4).

Рис. 6.4. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Q_ж, .

По прямолинейному участку кривой определен коэффициент

 м³/(с·Па).

Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42)

м² = 0,603 Д.

Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач:

• измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;

• измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;

• определение (оценка) МПФС и параметров пластов -гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС,

• оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных.

Список литературы

1. Балакирев Ю.А. Гидропрослушивание и термографирование нефтяных скважин и пластов. Баку: Азернешр. 1965. - 200 с.

2. Баренблатт Г.И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. Изв. АН СССР. 1954. №9. С. 35-49.

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1972. -88 с.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. - Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211с.

5. Басниев К.С., Цибульский П.Г. Обратная задача теории фильтрации многокомпонентных систем. Нефть и газ. 1980. № 4. С. 55-60.

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. 416 с.

7. Басович И.Б., Капцанов Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин. - Нефт. хоз-во. 1980. № 3. С. 44-47.

8. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов.– М.: Недра, 1990. – 427 с.