DРср = Рпл - (Рнп + Ркп) /2 (3.50)
hф = Qф (3.51)
D Рср
Если график выпуклый, то проницаемость ОЗП снижена. Если вогнутый - ОЗП с повышенной проницаемостью.
В случае двухслойных КВД при расчете гидропроводности для каждой зоны берут свойственное им значение " наклона" i.
Потенциальные продуктивность (h n) и дебит (Qn) расчитывают исходя из гидропроводности удаленной зоны пласта, определенной по прямой
hn = 0,0864 kh/mуз (3.52)
Qn = Рпл hn, (3.53)
где hn - [м3/сут/ат] ; kh/mуз - гидропроводность удаленной зоны пласта [Д*см/спз] ; Qп - [м3/сут] ; Рпл - [ат].
Следует отметить, что в понятие потенциальный дебит вкладывается возможность работы незагрязненного пласта при депрессии равной пластовому давлению.
Характер получаемых кривых давления существенно зависит от условий испытания и влияния разных технологических и геологических факторов. К основным факторам при обработке КВД можно отнести:
емкостной эффект подпакерной зоны (послеприточный эффект), замедляющий процесс восстановления давления после остановки скважины;
загрязнение пласта (скин-эффект), связанное с влиянием промывочной жидкости на фильтрационные свойства призабойной зоны.
Приведенный выше метод обработки КВД разработан в предположении, что сразу после закрытия скважины движение жидкости прекращается и дебит равен нулю, т. е "послеприток" отсутствует.
Практически это выполнимо только в условиях интенсивных, высокодебитных притоков, когда количество поступающего флюида в скважину в период ее работы в единицу времени значительно (в 10 -100 раз) превышает поступление жидкости в подпакерную зону в единицу времени после остановки скважины за счет упругих свойств подпакерной жидкости.
В то же время при испытаниях часто приходится иметь дело с очень низкими дебитами при притоке, связанными либо с низкими коллекторскими свойствами пласта, либо со значительным загрязнение пласта, либо с большими значениями объема подпакерного пространства, что характерно для скважин Приобского месторождения. Поэтому для надежной оценки величин истинных проницаемостей пласта необходимо учитывать "послеприток". Прежде чем проводить прямую на графике, рассчитывают время послеприточного эффекта (продолжительностью искаженного участка КВД) tи
По формуле
tи = 4Vп/hф (3.54)
На графике прямая проводится по точкам спустя время tи Если время послеприточного эффекта больше времени восстановления давления (tи > t), то КВД считается незавершенной, параметры пласта определять не следует.
Степень загрязнения пласта, определяемая показателем скин-эффекта, может быть определена как дополнительное снижение давления, которе следует приложить, чтобы преодолеть сопротивление зоны пониженной проницаемости. Численно скин-эффект выражается безразмерным числом, обозначается S и находится из равенства
DРскин = S Qm355
2pkh
С учетом скин-эффекта формула (3.28) принимает следующий вид:
Рс = Рил - Qm[ln 2,25kt + 2S] (3.56)
4pkh mmbr
На практике порядок величины скин-эффекта можно установить по разнице давлений до и после закрытия скважин. Вычитая из равенства (3.50) равенство (3.49) и решая полученное выражение относительно S при условии, что (T =t) /t -l, т.е. Рс=Рпл, получаем следующее выражение для подсчета величины скин-эффекта:
S = 1,151 { [ (Рпл - Ркп) /i (конечного участка] - lg (2,25kt/mbmrý} (3.57)
Поскольку при испытании скважин многие характеристики пластовой системы (пористость m и проницаемость k пласта, вязкость m и сжимаемость b пластовой жидкости) неизвестны, расчетную формулу (13) упрощают, заменив конкретные значения указанных параметров их среднестатистическими значениями. Анализ показывает, что для практических определений величину скин-эффекта можно рассчитать по формуле
S = 1, 151{ [ (Рпл -Ркп) i коп. уч] - lgT - 2,63} (3.58)
Если "скиновая" зона имеет проницаемость пониженную по сравнению с проницаемостью пласта, скин-эффект положительный (S>0); если "скиновая" зона имеет проницаемость повышенную по отношению к проницаемости удаленной части пласта, то скин-эффект отрицательный (S< 0); при S = 0 скин-эффект отсутствует, т.е. проницаемость в удаленной и призабойной зонах пласта равны.
Для качественной оценки состояния околоствольной зоны пласта (ОЗП) используют еще, так называемый, коэффициент состояния прискваженной зоны (Кс), который рассчитывают по формуле
Кс = 0,183 DРф/iкоп. уч (3.59)
Если Кс > 2 - степень закупорки ОЗП большая; Кс = 0,8 +2 -ОЗП чистая; Кс < 0,8 - проницаемость ОЗП повышенная.
Коэффициент снижения проницаемости определяют исходя из значений гидропроводности околоствольной и удаленной зон пласта:
Кз = kh/mуз (3.60)
kh/mозп
kh/mозп - гидропроводность ОЗП.
Для определения возможности фонтанирования скважины при ее освоении необходимо проверить условие
DР = (Рпл - gпл. ж Нпл/10) > 0, (3.61)
где gпл. ж - удельный вес пластовой жидкости, г/см3; Н - глубина залегания продуктивного пласта, м; Рпл - пластовое давление, атм.
Если вышеприведенное неравенство не выполняется, то фонтанировать скважина не будет и необходимо предусмотреть иные способы ее эксплуатации. Если неравенство выполняется, то на момент испытания дебит скважины при фонтанировании был бы:
Qф = hф (Рпл - gпл. жН/10) (3.62)
А потенциальный дебит
Qп = hп (Рпл - gпл. жН/10) (3.63)
Следовательно приведенное уравнения дают возможность по результатам испытания принять правильное решение относительно выбора того или иного варианта скважины (с фонтанной арматурой или без нее, с обработкой призабойной зоны или нет и т.п.)
В качестве примера проведения гидродинамических исследований при помощи КИИ-95 на месторождении приводятся скважина №1269 П.
Произведено испытание 2-х объектов и получены следующие результаты:
1-объект: пласт ЮС2 испытан в интервале 2900-2906м, 2907-2912м. с помощью пластоиспытателя КИИ-95 и получен непромышленный приток, дебитом 0,58м3/сут. при средней депрессии 174 атм.
Кпрод. = 0,0033м3/сут. /атм. Рпл = 324 атм.
2-объект: пласт ЮС1, испытан в итервале 2824-2827м. на трёх режимах:
d 2мм - дебит 4,2м3/сут., Рзаб = 254 атм.
d 4мм - дебит 9,6м3/сут., Рзаб = 238атм.
d 6мм - дебит 13,6м3/сут., Рзаб = 226атм.
Кпрод = 0,2м3/сут/атм.
Рпл =290атм. Т - 910С.
Других объектов, интересных с точки зрения нефтенасыщенности, в разрезе скважины нет. В связи с тем, что расстояние до нефтесборной сети более 5км., скважина подлежит консервации.
Пример проведения гидродинамических исследований
Скважина № 1478
Приразломного месторождение
Интервал испытания: 2716-2753,6 м
Дата испытания: 17 ноября 1995 г
Пласт БС16-18
Условия испытания:
Испытание проведено в обсаженном стволе с помощью КИИ-95.
Искусственный забой скважины - 2770,0 м; глубина установки пакера 2700,0 м; глубина залегания пласта по вертикали - 2612,0 м; внутренний диаметр обсадной колонны D - 126,0 мм; внешний диаметр НКТ (бурильных труб) dl - 73,00 мм; внутренний диаметр НКТ (бурильных труб) d - 62,00 мм; площадь внутреннего поперечного сечения труб - 30,175 см2; удельный вес раствора - 1,16 г/см3
Определение гидростатического давления - Рг. с
МСУ-1-40 номер 4928 К1=-2,594 К2=8,788
Рг. с до пакеровки 33,50 мм 29,18 МПа
Рг. с после пакеровки 33,32 29,022Мпа
Обработка кривой притока
Исходные данные
МСУ - 1-40 № 4928 К1=-2,594 К2=8,788
По данным акта в пробоотборнике получено: нефть 25%
вода 75%
начальное давления притока после пакеровки 8,06мм 6,824Мра
конечное давление на кривой притока 16,17мм 13,951Мпа
начальное давление притока для расчета Q 8,06мм 6,824 Мпа
конечное давление притока для Q 16,17мм 13,951Мпа
продолжительность притока для расчета дебита 122,00мин=7320с
общая продолжительность притока 122,00мин=7320с
удельный вес поступившего флюида 880кг/м3
tи=1,598мин=95,9 сек
Изменеие забойного давления в процессе регистрации КВД
Маномеир МСУ № 4982 К1=-2,594 К2=8,788
| T (мин) | Н (мм) | Lg (T+t) t) | Р (амп) | Lg (60t) |
| 16,17 | 139,51 | |||
| 16,04 | 24,30 | О,93 | 210,95 | 2,98 |
| 32,08 | 24,64 | 0,68 | 213,94 | 3,28 |
| 48,12 | 24,93 | 0,55 | 216,49 | 3,46 |
| 64,16 | 25,21 | 0,46 | 218,95 | 3,59 |
| 80, 20 | 25,38 | 0,40 | 220,45 | 3,68 |
| 96,24 | 25,51 | 0,36 | 221,59 | 3,76 |
| 112,28 | 25,63 | 0,32 | 222,64 | 3,83 |
| 144,36 | 25,90 | 0,27 | 225,02 | 3,94 |
| 176,44 | 26,16 | 0,23 | 227,30 | 4,02 |
| 208,52 | 26,24 | 0, 20 | 228,00 | 4,10 |
| 240,60 | 26,33 | 0,18 | 228,79 | 4,16 |
| 304,76 | 26,53 | 0,15 | 230,55 | 4,26 |
| 465,16 | 26,80 | 0,10 | 232,92 | 4,45 |
| 625,56 | 27,02 | 0,08 | 234,86 | 4,57 |
| 785,96 | 27,09 | 0,06 | 235,47 | 4,67 |
Пластовое давление по КВД 239,00атм
Р1у. з=239,00 lg1у. з= 0,000
Р2у. з = 224,00 Lg2у. з=0,260 I у. л=57,692
Р1зоп-217,00 Lg1озп=0,410
Р2озп=211,00 lg2озп=0,930 iозп=11,538
Результаты данных КИИ
гидростатическое давление по пакеровки 291,8атм.
гидростатическое давление после пакеровки 290,2атм
пластовое давление 239атм
репрессия на пласт 52,8атм
депрессия на пласт: максимальная 170,8атм
средняя 135,1атм
6. объем жидкости, поступившей в трубы 2,44м3
в т. ч. из пласта 2,22м3
7. объем подпакерного пространства 0,87м3
8. дебит общий при средней депрессии 28,8м3/сут
в том числе: за счет притока из пласта 28,8м3/сут