Файл: Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин.pdf

Точки излома на всех

кривых восстановления

дав­

ления

лежат на прямой

оси абсцисс, т. е. Я„ас-

Эти

точки, определенные при всех противодавлениях,

оди­

наковы.

Это

дало возможность

величину

давления насыще­

ния определить двумя методами:

1) по бомбе PVT [33];

2) по кривой восстановления давления [31, 32].

В. таблице 9 приводятся данные

определения

вели­

Таблица 9

скважин

Р ц а с по бомбе

Р н а с по кривой

Погрешность,

Р VT

Р = / (IgO

110

208,0

209,2

0,57

132

108,0

207,5

0,29

151

207,3

208,9

0,77

174

200,0

200.8

0,40

179

221,5

^20,8

0,27

189

224,8

225,6

0,57

метры

пласта

(Я, — ,

по

кривым

восстановления

давления,

снятым

как при движении

однофазного по­

тока (при Я з а 6

> Я н а

с ) ,

так и при движении смешанного

потока

(при

Pat6<Ptttc<Pna).

Фильтрационные параметры пласта определялись по

обычной

методике

без учета

притока

[26], а именно:

К = 2 - 1 ^ ± ,

( 3 )

чая

движения

однофазного

и

смешанного

потоков

жидкссти (т. е. при Я з а б

>

Я„а с

и Я з а б

< Я 1 | а с < Яп л ) при­

ведены

в таблице

10.

Из таблицы 10 видно, что

при

переводе

группы

исследуемых скважин с режима работы

при Я з а б

> Я н а с

на

режим

работы

при Я з а б

< Я„а с

< Я п л

несколько

уве­

личиваются фильтр:ционные параметры

пласта/Л- ,—,*),

\

с-

/

Таблица

10

Сопоставление результатов

определения

фильтрационных

параметров

пласта

при движении однофазного

и смешанного

потоков жидкости

по кривым восстановления давления

Определение фильтрационных

Определение фильтрационных

параметров пласта дл,1 случая

параметров пласта дли случаи

движении однофазного

потока.

движении смешанного

потока

•скважин

^заб^'^нас

^заб ^ н а с

кк

д • см

д • см

К,

дарси

см1, сек

К, дарси

K/J

х,

см^/сек

'

X ,

И- ' спз

[1 спз

ш

0,553

172,8

354-4,8

0,620

193,8

3974,8

132

0,408

77

2963

0,563

106

4079

151

0,368

22 7

1673

0,616

128,4

4304

174

0,083

20,3

399

0,115

28,4

625

179

0,192

63,2

1067

0,397

130,5

2255

189

0,185

27,3

856

0,260

39,1

1150

определенные

по кривым

восстановления

по формулам

( 3 — 5 )

(т. е.

по методике,

не

учитывающей

притока

жидкости

после

остановки

скважины).

Следовательно,

и здесь

мы

убеждаемся

на фактах,

что

уменьшение

давления на забое ниже давления

насыщения

не при­

водит

к

ухудшению

фильтрзционгых

особенностей

кости в условиях нестационарного режима;

б) по второму

прямолинейному участку,

выражаю­

щему движение однофазного потока, одним

Р З изве­

стных методов, учитывающих нестеционарную

фильтра­

цию однородной

жидкости. По-видимому, такая мето-

воде

скважин с одного

режима работы на другой (как

мы в

этом убедились

на примере обработки индика­

виях

движения

однородной

жидкости

(таблица 11).

Из таблицы

11

видно,

что за

исключением скважин

№№

174,

189

во

всех остальных в зоне, близкой к

скважине,

наблюдеется

ухудшение

проводимости

фильтратов глинистого ргствора в значительной

степени

способствует

повышению

положительного

значения

скин-эффекта

и ухудшению вследствие

этого прони­

цаемости этой

зоны [14, 38,

39, 40, 41 и

др.].

В прак­

облегчить условия

притока

флюида

УЗ пласта на забой.

Из-за указанных

Еыше

причин в скважинах

№№ 111,

132, 151 и 179 Е О З Н И К Л И такие условия, когда

Кг<Кг.

Для

облегчения

притока

нефти

из плеста

на забой

и перевода ее на более

рациональный режим

филь­

трации

(при К1>№)

в скважинах

№№ 111, 132, 151

и 179 необходимо в последующем

(когда прекратится

фонтанирование)

провести

солякокислотную

обработку

для очищения призабойной

зоны.

Таблица

11

забойного давления дебит непрерывно

растет. Эта

закономерность наблюдается и при А,а 6 <

Р и а с . Газовый