2NkhTct . У1п*п

Зная a*, b и р, можно найти пьезопроводность, гидропро­водность и проницаемость пласта. Значения b и ,6 находят с помощью зависимости (111.29), а а —с помощью уравнения

* 9

х = 0,445гп_Р е Р . (111.38)

Как известно, для газовой залежи пьезопроводность

_x==_ЈkL. (III.39)

m\i_r

Тогда из (III.38) и (III.39) нетрудно определить параметр

* * 2 _L 2

— а —р_к —bq

_тН = —^Е±-_е ~* (Ш.40)

0,445^г^_р

Практически удобно исследования осуществлять не при сниже­нии давления в эксплуатирующей скважине, а при нарастании давления в закрытой скважине после длительной ее работы. На рис. III.6 показана типичная кривая восстановления дав­ления." дш.ф^ш'м'ы, Ы

Следует обратить внимание на начальный участок кривой, для которого не справедлива формула (III.32). Этот участок отражает накопление газа в стволе скважины после ее закры­тия, что не учитывается уравнениями (III.24) и (III.34). В усо­вершенствованных методиках этот недостаток устранен.

Как уже упоминалось, формула (III.23) справедлива для случая мгновенного прекращения притока жидкости из пласта в скважину. Фактически же после остановки в скважину про­должают поступать нефть и газ, что не учитывается этой фор­мулой. Приток жидкости после остановки скважины замедляет процесс восстановления давления на забое, и поэтому целесо­образно учитывать влияние притока, введя поправочный коэф­фициент Z' к зарегистрированным значениям забойного дав­ления:

■Ар(0 = 2^/Др_ф(0. (111.41)

где Ap(t) и АРф(0— "справленные и фактические значения давления на забое к моменту времени*/. Очевидно, что в на­чальный момент после закрытия скважины приток жидкости происходит более интенсивно, а затем замедляется. Следова­тельно, значения коэффициента Z' должны быть неодинаковыми в разные моменты времени. По предложению Ф. А. Требина и Г. В. Щербакова приближенно значения Z' определяют по со­отношению

Г (0 =---. ("1-42)

Q-q(t)

где Q — установившийся дебит нефтяной скважины до ее оста­новки; q(t) — объемная скорость притока жидкости в скважину после ее остановки в моменты времени /. Для определения q(t) можно использовать приборы типа «Поток», регистрирующие одновременно забойное давление, расход притекающей жид­кости, ее плотность и температуру. Приближенно график при­тока q(t) можно построить, если кроме регистрируемого забой­ного давления Ар(() имеются данные измерений во времени затрубного Ap₃(t) и буферного Ap₆(i) давлений после оста­новки фонтанных и газлифтных скважин. Для скважины, эксп­луатирующейся насосным способом, должна быть построена кривая восстановления уровня в межтрубном пространстве. График нарастания объема жидкости V(t), поступающей в фон­танную скважину после ее остановки, в зависимости от вре­мени можно построить по формуле

^{V{t) =} ~h~ ^{|/т [Ар {t)}~ ^{Арб {t)] + /з [Ар {f)}- ^Дрз I * (Ш.43)

I о

где f_T и f₃ — площадь поперечного сечения столбов жидкости в фонтанных трубах и затрубном (кольцевом) пространстве; р —плотность жидкости; g — ускорение свободного падения.

Графическое дифференцирование по времени кривой V(t) позволяет оценить значения q(t) в выбранных моментах вре­мени. Скорость притока q(t) жидкости можно также оценить приближенно по формуле

q{t)~^V(t) ~ (f&p)n+i-(f&p)n-i 1

dt 2Ы pg

(II 1.44)

при

/ Ар = f_T[Ap(t) — Ар_б (/)] +f₃\Ap(t)—Ap₃(t))_t (II1.45)

где At — интервал времени, через которое отсчитываются при­ращения давления Ар.

Параметры пласта по прямолинейному участку преобразо­ванной кривой Ap(t)=Z' Ap<_b(t) определяют, как и прежде, по данным i и А'.

Пример. Дебит фонтанной скважины до остановки 0=83,3 м³/сут, вязкость нефти в пластовых условиях ц.„ = 1,4 мПа-с, коэффициент пористо­сти га=0,2, плотность нефти р_н = 800 кг/м³, объемный коэффициент 6=1,2, толщина пласта //=10 м, коэффициент сжимаемости породы р_о = 2,1х ХЮ"¹⁰ м²/Н, коэффициент сжимаемости жидкости р_ж = Ы0-⁹ м²/Н. Пло­щадь просвета фонтанных труб /_т = 30 см² и кольцевого затрубного про­странства f₃ = 98 см². Результаты измерения забойного буферного и затруб­ного давлений приведены в табл. II 1.2. Определить проницаемость пласта и приведенный радиус скважины.

Для решения задачи строим кривую восстановления забойного давления в координатах bp(t)—\nt (см. рис. III.7). Подставляя данные забойного, буферного и затрубного давлений в формулу (II 1.43), рассчитываем объем притекшей жидкости в скважину V(/) в различные моменты времени. По­строив кривую притока от времени с помощью формулы (II 1.44) или графи­ческим ее дифференцированием, в выбранных точках находим скорость при­тока жидкости g(t) =dV/dt в различные моменты времени (данные, приве­денные в табл. III.2, определены графическим дифференцированием). Далее по формуле (II 1.42) вычисляем значения поправочного коэффициента Z' для различных моментов времени, с помощью которых находим исправлен­ные значения Др(/) законного давления (см. рис. III.7, пунктирная линия). Из этого рисунка следует, что уклон прямолинейного участка исправлен­ного графика

Таблица III.2

Результаты обработки кривой восстановления давления с учетом притока жидкости после остановки скважины

X ж а *> к а & СО		1п /	Изменение давлений, МПа					Объем притек* шей жидкости V (0. м*	Скорость притока я (0.	Г	Исправ­ленный прирост забойного давления Ар (/). МПа
			буфер­ного Арб (/>	затруб­ного Др3(0		забой­ного Ар (0
О		0	0	0		0		0	0		—■
10		2,3	0,58	0,45		0,8		0,520	0,860	-
20		2,99	1,13	1,0		1,42		0,636	0,193	1,2	1,7
30		3,4 1	1,38	1,25		1,7		0,69	0,96	1,09 .	1,85
40		3,69	1,44	1,34		1,82		0,74	0,085	1,08	1,96
50		3,9	1,53	1,41		1,92 j		0,78	0,068	1,062	2,04
60		4,1	1,59	1,48		2,0		0,81	0,055	1,05	2,1
70		4,25	1,63	1,52		2,06 !		0,84	0,045	1,04	2,15
80		4,38	1,66	1,54		2,12		0,87	0,041	1,037	2,2
90		4,5	1,7	1,59		2,16		0,89	0,041	1,037	2,24
100		4,61	1,73	1,608		2,2		0,92	0,040	1,036	2,28
110		4,7 ;	1,76	1,634		2,24 !		0,94	0,039	1,035	2,32
120		4,79 |	1,783	1,663		2,28 !		0,96	0,029	1,026	2,34
130		4,87	1,82	1,7		2,32 |		0,97	0,019	1,017	2,36
140		4,94	1,844	1,734		2,36		0,98	0,015	1,013	2,39
150		5,01	1,88	1,773		2,4		0,981	0,004	1,004	2,41

f = t_ge__gK— 03.5-6,5)io^ ₌з_|76._10>.

4яЛЛ 2 — 0

А' = 6,5-10⁵ Па. Дебит нефти в пластовых условиях

₌₌ 83,ЪЬ - 83,3-1,2 _{= 1} ^ _{16 10}__{3 м3/с;}

86 400 86 400

\х = 0,0014 Пас.

■

Следовательно

_к « * _L> 16-ю-з.о,оо14 _{= 0 034 10}__{12 ш 0>034 мкм2}

4я/и 4я-10-3,75-10⁵ Коэффициент пьезопроводности

*_«_0,034-10^__{= 0 059 м2/с>}

11 (тр_ж + р_с) 0,0014 (0,2- Ю^-9 + 2,1- К)-¹⁰) Приведенный радиус определим из соотношения (III.26):

Ankh г²

'пр

Arms 1,16-10-3-0,0014 2,25-0,059 .

6,5-10⁵ =---in---,

4яО,034 10-¹²-10 г²

пр

l_g JL1L ₌ о,74; г_пр-0,15 м.

г² пр