Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 [ 83 ] 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108

2) соответствующая экспоненциальным связям (см. § 19) параметров с пластовым давлением [54]

2яАоро Цкехр( -Б/Дк) -Цсехр( -Д -с) .q,,

£i{-B/R)-El{-B/r,)

"к = ехр { -а(ро -/к))> w.c = exp {-а(ро-Тс);. 5 = a?.(?V(gPo4itW),

где 6 - некоторый постоянный коэффициент.

Подчеркнем, что формулы (27.18), (27.19) соответствуют также различным трактовкам зависимости связи коэффициентов инерционных сопротивлений с проницаемостью среды.

§ 28. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ РАСШИФРОВКА ИНДИКАТОРНЫХ ЛИНИИ

А. Формулу (2.3) для притока к скважине капельной жидкости

представим в следующем виде:

G = KAu, Ам = !--, (28.1)

-х1п(Дк/Де) fio - ,и ~°->

Здесь к, р, (i - проницаемость, плотность и вязкость жидкостп при текущем пластовом давлении р; К - текущий коэффпцпент продуктивности.

Для сопоставления коэффициентов продуктивности, измеренных на одной и той же скважине в разное время, необходимо сводить их к условному коэффициенту продуктивности, соответствующему начальному пластовому давлению р, по формуле

Ко = Кехр\а(ро-р.)]. (28.3)

Если пересчитанные таким образом величины будут различны, то это свидетельствует о необратимых процессах, происшедших в призабойной зоне за рассматриваемые интервалы времени.

Коэффициент продуктивности скважины можно определить непосредственно, проведя касательную к индикаторной линии в точке Ар = О, т. е. при Ро = Р(,. Однако, несмотря на кажущуюся простоту этого приема, воспользоваться им весьма затруднительно, так как на реальных индикаторных линиях обычно отсутствуют данные о притоке при малых перепадах Ар, а недостаточно точное проведение касательной может внести существенные погрешности.

Было предложено [49] определить величины а ш К соответствующей индикаторной линии путем сопоставления отношения интегралов

F,= f Ga{Ap), F, = GAp„ App-p, (28.4)

с табулированной (табл. 27) функцией

1 1

Fi 1 -ехр[-аДр] а Ар

(28.5)

Таблица 27

безразмерного аргумента аАр. Здесь интеграл - площадь, ограниченная индикаторной линией и осью перепадов Ар, вычисляемая числеипо. Произведение GApi представляет собой площадь прямоугольника F2, равную произведению координат соответствующей точки индикаторной линии.

Зависимость z (аАр) представлена графически на рис. 35 и в табл. 27. Положительная ветвь функции z (аАр) соответствует нагнетанию (Ро < Рс) а отрицательная ветвь (Ро > Рс) - отбору жидкости.

Пример. Определим по данным пндика--3 -2 О 2 3 торной пинии 160-5 (рис.36) коэффициент

сСл/Э продуктивности к и коэффициент изменения параметров а.

Рпс. 05. Завпспмость г (а Др). 1. Вычислим интеграл

7= J (Ар) = 4034.

Например, на последней точке индикаторной линии площадь F\ можно определить численно для каждой точки индикаторной линии (кроме правой).

2. Определим площадь F как произведение координат соответствующей точкп индикаторной лпнии

/2 = ApG= 15-280 = 7208.

3. Определим функцию z = FJF == 0,560.

4. По безразмерному графику (см. рис. 36) при известном значенпп функ-цпп 2 определим безразмерную величину аАр = 0,97.

5. Прп известном значении Др определим значение коэффициента а для данной точки пидпкаторной линии

а = - = 0,0206 агпК

Аналогично проводят расчеты п для других точек индикаторной линии.

6. Затем определим среднее значение коэффициента изменения параметров «ср

ссд+аг + сся 0,0206-Ю.Ш69-Ю,0183 о pigft -i

Q, гп/су1г,!1и ат 200 Ш

7. Вычислим коэффициент продуктивности скважины

= 8,45 т/сутки • am.

Этпм способом были обработаны индикаторные линии сква--кин ряда месторождений.

Существенно, что параметр а, характеризующий отклоненпя от линейной теории, связан со строением пласта, а не с погрешностями замеров. В самом деле, когда значения параметров а для ряда сквалаш нефтяного месторождения Карабулак-Ачалукп, которые исследовали по методу стационарных отборов (использовался указанный здесь способ обработки индикаторных лпнпй), были нанесены на структурную карту месторождения, то выявлялись следующие закономерности. В области предполагаемых по геологическим данным тектонпческих нарушений (разрывов) пласта на куполе структуры параметр а гораздо больше его значений, соответствующих крыльям структуры. Этот факт может быть объяснен увеличенпем изгиба индикаторных лпнпй, .тибо пз-за неоднородности пласта (непроницаемыми пли малопроницаемыми границами на линиях тектонических нарушений), лпбо пз-за большей деформируемости (меньшей жесткости) скелета пористой среды в области тектонических дислокаций. Последнее хорошо согласуется с результатами сопоставлений [159] на структурной карте месторождения Умбакп с давлением разрыва пласта (с тем давлением в нагнетаемой жидкостп, прн котором происходит «хрупкое» разрушение скелета среды - образование новой системы или отдельной трещины в пласте). Это сопоставление показало, что в областях тектонических нарушений для разрыва пласта Tpej буется гораздо большее давление - здесь скелет среды обладает большей прочностью на разрыв,чем в не тронутых тектоническими несогласиями областях пласта [52].

Используемый метод расшифронки индикаторных линий молшо распространить и на случай других аналитических представлений занисимости иараметрон пласта и жидкости от давления. Так, формулам (23.8) должна соотнетстнонать аналогичная функция 1 , (1-аАр)«+1--1

ар, ат

Рис. 36. Индикаторная лпипя скв. 160-5:

I - первая индикаторная линия (точки J, г, 3, 4 - прямой ход; точь-и л-6 - обратный ход); ; / - вторая индикаторная линия (точки 7, 8, 9, 10 - прямой ход; точки 11. IS, - обратный ход).

1 -(1-аДр)" ~ (п--1)аДр[1-(1-аДр)1" иредстанленная графически на рис. 37.