Задача 25

Скважина исследована на приток после остановки путем снятия кривой восстановления давления на забое. Забойное давление больше давления насыщения. Результаты исследования обработаны без учета дополнительного притока жидкости за время остановки скважины.

Данные по скважине: дебит нефти до остановки Q = 80 m/ сутки; забойное давление р_заб = 2,7 мПа; эффективная мощность пласта h = 8 м; объемный коэффициент нефти b_H = 1,1; удельный вес нефти в поверхностных условиях γ_н = 0,86 Т/м³; вязкость нефти = 4,5 спз; коэффициент пористости m = 0,2; коэффициент сжимаемости нефти β_н = 9,42·10^-5 1/0,1 мПа, коэффициент сжимаемости породы β_п = 3,6·10^-5 1/0,1 мПа; радиус условного контура питания R_K = 200 м; радиус скважины на забое (по долоту) r_с = 12,4 см.

Требуется определить: коэффициенты проницаемости, пьезопроводности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совершенства скважины.

Данные исследования скважины представлены в табл. 7.

По полученным данным строим кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах ∆р и lg t (рис. 25).

Таблица П7

точки наблюдения	t, сек		∆Pзаб, 0,1 мПа
	1 700 2 500 4 000	1,477 1,776 2,477 2,954 3,230 3,398 3,602	0,02 0,35 1,7 5,7 11,5 14,0 17,5

Продолжение таблицы П7

точки наблюдения	t, сек		∆Pзаб, 0,1 мПа
	7 700 10 000 18 500 30 000 70 000 98 000 120 000 150 000 185 000 234 000 265 000	1,477 1,776 2,477 2,954 3,230 3,398 3,602 3,886 4,000 4,267 4,477 4,845 4,998 5,079 5,176 5,270 5,369 5,423	20,2 21,2 22,4 23,2 24,6 25,5 25,6 26,0 26,3 26,8 27,0

Определим наклон i прямолинейного участка этой кривой к оси абсцисс (угловой коэффициент α) по двум крайним точкам прямой (18 и 9)

Рис. П25 Кривая восстановления забойного давления в координатах ∆р и lg t

Так как масштабы на осях координат взяты произвольно, то геометрическая величина угла не соответствует найденному наклону i прямолинейного участка кривой.

Измеряем отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси а с продолжением прямолинейного участка кривой восстановления (А=0,5 мПа).

Определяем коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания.

,

где Q=80 т/сутки или - дебит в пластовых условиях; h=8·10²=800 см – мощность пласта.

Коэффициент пьезопроводности

Гидропроводность пласта

Приведенный радиус скважины

или 0,163 м.

Приведенный радиус скважины получился больше действительного радиуса r_c, что можно объяснить вероятным наличием в призабойной зоне трещиноватости как естественной, так и получаемой при перфорации, а также частичным выносом песка в процессе эксплуатации скважины и образованием вследствие этого каверн.

Коэффициент продуктивности скважины при R_к=100 м определяется по формуле:

Так как принятый нами R_к=200 м, то в знаменателе этой формулы вместо цифры 4 в скобках надо поставить величину десятичного логарифма R_к в м:

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

Коэффициент получился больше единицы, что является следствием увеличения приведенного радиуса скважины сверх фактического по указанным выше причинам.