Файл: Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов..pdf

трудняет ее

интерпретацию.

Анализ

[11]

и

практика

[39] обработок кривых восстановле­

ния давления

в

скважинах

показывают, что самыми н а д е ж н ы ­

торов П р е д к а р п а т ь я являются упрощенный

интегральный

метод

У к р Н И Г Р И

[40],

теоретические

основы

которого

р а з р а б о т а н ы

Э. Б. Чекалюком

[83] д л я

однородного

пласта,

а

т а к ж е

комби­

нированный

метод И. А. Чарного и И. Д . Умрихина [81].

Упрощенный

метод

УкрНИГРИ

Расчетные

уравнения

по

данному

методу имеют

вид:

а)

д л я

нефтяных

с к в а ж и н

Qo-%)

= Т ^ л |

п 7 ^ ;

<8 )

б)

д л я

газовых

где q(t)

— з а т у х а ю щ и й

во

времени

t

приток

после

закрытия

скважины в см3 /с; Ap(t)

и

А р 2 ( 0 — п р и р а щ е н и я

забойного

дав ­

ления

в кгс/см 2 и

( к г с / с м 2 ) 2 ;

а =

0,075 + 0,925с?,

(10)

Ф — значения

отношения

площадей,

ограниченных

кривой

вос­

становления забойного давления и координатами

Ар(t)

и

t д л я

любого

значения

времени

t, к

п л о щ а д я м

мгновенного

восста­

новления давления д л я того ж е значения

t.

Д л я

определения

п а р а м е т р о в

как

прнскважиниой зоны, т а к

и удаленной

кривая

восстановления

забойного

давления

обра ­

батывается по всей своей протяженности.

В

результате

обработки

строится

результирующая

кривая,

по характерным

уклонам

i

которой

определяется

гидропровод-

ность:

а)

д л я нефтяных

скважин

4-i

Д-см

( П )

спз

б)

д л я

газовых

Kk

Д-см

(12)

спз

Тогда

проницаемость

Kh

к=-т~*

Д-

0 3 )

П а р а м е т р пьезопроводности

определяется

по

величине

от­

резка, отсекаемого прямой

на оси x = lnt

-£-

=

е - *,

с - 1 .

(14)

Пьезопроводность:

а)

д л я

нефтяных

скважин

К

,

с м 2 с,

(15)

И- ('"Рж +

Рс)

б)

для

газовых

У.

1<Рпп, см 2 /с,

(16)

где

т — пористость

пласта

в

единицах

объема;

р \ к — к о э ф ф и ­

циент

объемной упругости

нефти в см2 /кг;

|3С —

коэффициент

упругоемкости скелета породы в см2 /кг.

Тогда

радиус закупорки

определяется

по

формуле

tt

1? = У*Ы1

+ ъ Ь + ...+*А)

,

(17)

где

= el n '',

t, = еХп'=

и

т.

д.

Коэффициент закупорки

определяется

из

в ы р а ж е н и я

Ка={\—^)Ю0%,

(18)

где

К\

и

К — соответственно

проницаемости

прискважинной

и

удаленной

части пласта.

В а ж н ы м параметром, х а р а к т е р и з у ю щ и м

прискважинную

зо­

ну, является скин-эффект,

д л я

определения

которого

разрабо ­

тано

несколько

методов [16,

38,

41,

49,

64,

72, 91,

100].

Однако

Н и ж е приводится

вывод

формулы

скин-эффекта на основа­

нии метода

У к р Н И Г Р И , сущность определения которого заклю ­

чается в

следующем.

Если вокруг скважины существует зона с измененной прони­

цаемостью

К\, р а с п р о с т р а н я ю щ а я с я

в

радиусе R, то при работе

скважины

или при

снятии

кривой

восстановления забойного

давления

в

системе

пласт — скважина

появится

дополнитель­

ный перепад давления . Его величину

в первом

приближении

можно определить [82] на основании

формул (2, 3).

В связи

с тем что распределение пластового

давления

выра­

ж а е т с я логарифмическим

законом,

то

перепад

давления

при­

ходится в основном на прискважинную зону с радиусом

R.

Поэтому

можно

записать

Q0y. in

R

—

где

р'пл — давление в

пласте на

расстоянии

радиуса

R

от

скважины .

Используя формулу (19) с учетом проницаемости

призабой-

ной

зоны К\

и удаленной части пласта Л", дополнительный

пе­

репад давления

в

остановленной

нефтяной

скважине

можно

представить

в следующем

виде:

An

=

—

-

—

=

V

0 | J

- •

i n

A

(90)

В формуле (20)

выражение

(21)

характеризует скин-эффект пласта 5.

Д л я

его

определения используется уравнение (8) упрощен­

ного интегрального

метода

У к р Н И Г Р И .

В

случае

наличия

зоны

пласта

с

измененной

проницае­

мостью

полное

усредненное

приращение

забойного

давления

k.p{t)

будет

составлять

^ ( 0 = [ ^ o W

+

^ ] « -

(22)

Следовательно,

используя

уравнения

(8)

и

(20),

кривая

Р е ш а я уравнение (23)

относительно S,

получим

в ы р а ж е н и е

величины скин-эффекта д л я

нефтяных

скважин

с

2KKh~Kp(t)

Qu — q{t)

1

. v- -

, 0 А .

bP'R

= TkjT• s.

(26)

В уравнениях (20), (24), (25) и

(26)

гидропроводность ——

определяется по

конечному

участку

результирующей

кривой

восстановления

забойного

давления,

а

величины

Ap(t)

или

Ap2(t)

соответствуют

точке

стыка

участков результирующей

кривой,

о т о б р а ж а ю щ и х

ухудшенную

и

удаленную

зоны

пласта;

ницаемости в б л и ж а й ш е й зоне скважины,

т. е. К\Ж,

и

наобо­

рот, если 5 и Дря положительные, то

К\<К.

В последнем случае следует производить мероприятия по

интенсификации притоков флюидов .

Комбинированный

метод

Умрихина

—

Парного

и

его

модификация

Расчетные уравнения

по данному

методу:

а) д л я нефтяных

скважин

(27)

б) д л я газовых

скважин

Д / г

(t)

(А

In

2,25*

<К0

(28)

где

о

(29)

Р е з у л ь т и р у ю щ а я

кривая

строится

в системе

координат

X =

t|> (t) =

Q0t(\nt-\)-S(t)

(30)

t[Qo-q(t)]