Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации
В основу обработки прямолинейных индикаторных линий горизонтальных скважин, несовершенных по степени вскрытия, положена упрощенная формула В.С. Евченко
(5.1)
(5.2)
, (5.3)
где qг, Кг – дебит горизонтальной скважины, проницаемость пласта;
Stг – скин-фактор горизонтальной скважины;
Rк – условный радиус контура питания;
b – положение горизонтального ствола относительно толщины пласта.
Для перфорированной обсадной колонны:
(5.4)
(5.5)
где lo – длина перфорированного канала радиуса ro;
m - число каналов на погонный метр;
- коэффициент анизотропии пласта
Sd – фильтрационное сопротивление по характеру вскрытия.
Задается радиус условного контура питания Rк и вычисляется гидропроводность пласта:
(5.6)
По известной вскрытой эффективной толщине пласта hэф и вязкости нефти , определяется проницаемость Кг.
Метод исследования скважин при установившихся режимах фильтрации (или метод установившихся отборов) предназначен для определения коэффициента продуктивности скважины и условий фильтрации жидкости в пласте.
Пример расчета гидродинамических параметров пласта по методу Евченко В.С.
|
Дано |
СИ | |
|
Рпл= |
17,5 МПа |
1МПа=1 000 000 Па |
|
Рзаб= |
14 Мпа |
1МПа=1 000 000 Па |
|
м= |
1,12 мПа/сек |
1 мПа/сек=0,001Па/сек |
|
Вн= |
1,2 |
д.ед |
|
Rк= |
400 |
м |
|
Кх= |
443мД |
1мД=10^-15м2 |
|
Ку= |
48 мД |
1мД=10^-15м2 |
|
h= |
6 |
м |
|
Кпрод= |
61,6 |
м3/сут*МПа |
|
l0= |
0,3 |
|
|
r0= |
0,005 |
|
|
m= |
20 |
|
|
b= |
4 |
|
|
Qм3/сут |
Pпл, Па |
Рзаб, Па |
|
0 |
17500000 |
0 |
|
100 |
17500000 |
15876623,38 |
|
150 |
17500000 |
15064935,06 |
|
200 |
17500000 |
14253246,75 |
|
250 |
17500000 |
13441558,44 |
|
300 |
17500000 |
12629870,13 |
|
350 |
17500000 |
11818181,82 |
|
450 |
17500000 |
10194805,19 |
|
500 |
17500000 |
9383116,883 |
|
550 |
17500000 |
8571428,571 |
|
600 |
17500000 |
7759740,26 |
1) По результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах построить индикаторную линию (график зависимости Q от dP)
Кпрод = Q2 ‑ Q1/P2 ‑ P1 = (450- 200) / (8 929 000-3 247 000) = 0,0000616 м3/сут*Па
2) Определяем фильтрационное сопротивление по характеру вскрытия
3) Определяем приведенный радиус скважины для перфорированной колонны
4) Определяем скин-фактор горизонтальной скважины, согласно условия, относительно параметра b
5) Определяем гидропроводность пласта
6) Определяем коэффициент проницаемости
Вывод. Интерпретация данных гдис скважин с горизонтальным окончанием можно вычислить гидропроводность, проницаемость, скин-фактор призабойной зоны
Контрольные вопросы
1. Основные факторы определяющие успешность проведения ПГИ в скважинах с горизонтальным окончанием (профиль скважины, оборудование заканчивания горизонтального участка, приток, состояние призабойной зоныскважины).
2. Оборудование, используемое при проведении ПГИ в ГС (перечислить, средства доставки, спускаемые приборы).
3. Параметры, определяемые по результатам ПГИ нефтяных и газовых скважинах.
4. Задачи гидродинамических методов исследования горизонтальных скважин.