Обработка квд методом Хорнера

Процесс восстановления давления в конечной области КВД описывается формулой:

(4.2)

где T – время работы скважины на режиме перед ее остановкой;

t_i – время замера после остановки скважины;

A – соответствует пластовому давлению:

(4.3)

i – угловой коэффициент, имеющий следующую структуру:

(4.4)

Q – дебит скважины перед остановкой;

e – коэффициент гидропроводности:

(4.5)

Обработку КВД по методу Хорнера проводят в координатах P_заб(t) от Ln((T+t)/t). Через конечный участок проводят прямую до пересечения с осью ординат. В точке пересечения определяют значение Pпл. Значение коэффициента i определяют как тангенс угла наклона этой прямой (см. рисунок 4.1).

Зная значение i по формуле (4.4) определяют значение коэффициента гидропроводности:

(4.6)

Рисунок 4.1 – Обработка КВД по методу Хорнера.

Обработка квд по методу касательной

Процесс восстановления давления в конечной области КВД описывается формулой:

(4.7)

где t_i – время замера после остановки скважины;

DP(t_i) – разница между забойным давлением в момент замера и забойным давлением в момент остановки скважины:

(4.8)

i – угловой коэффициент, имеющий следующую структуру:

(4.9)

Коэффициент A в данном случае имеет следующую структуру:

(4.10)

Обработку КВД по методу касательной проводят в координатах DP(t) от Ln t. Через конечный участок проводят касательную до пересечения с осью ординат. В точке пересечения определяют значение коэффициента A. Значение коэффициента i определяют как тангенс угла наклона этой прямой (см. рисунок 4.2).

Рисунок 4.1 – Обработка КВД по методу касательной.

Из структуры коэффициентов A и i определяют фильтрационные параметры пласта:

Коэффициент гидропроводности пласта:

(4.11)

Зная толщину пласта h и вязкость нефти m, определяется коэффициент подвижности и проницаемость:

(4.12)

Относительная пьезопроводность пласта:

(4.13)

Приведенный радиус скважины:

(4.14)

Общее несовершенство вскрытия пласта – скин-фактор S:

(4.15)

Коэффициент продуктивности скважины на режиме перед остановкой:

(4.16)

Время стабилизации режима работы скважины:

(4.17)

Исходные данные:

Параметр	Значение	Размерность
Сжимаемость жидкости, βж	0,0004	1/МПа
Сжимаемость горной породы, βг.п.	0,00005	1/МПа
Пористость, m	0,1	д.е.
Толщина пласта, h	6	м
Вязкость жидкости, µ	0,7	мПа*сек
Дебит работы скважины перед остановкой, Q	180	м3/сут
Время работы скважины перед остановкой, T	20	сут
Радиус скважины по долоту, rc	0,1	м
Максимальная погрешность определения конечного участка, 	0,1	д.е.
Радиус контура питания, Rк	300	м

Результаты замеров

Pзаб(t), бар	t, сек	Pзаб(t), бар	t, сек
276,4	0	293,3	4000
288,7	60	293,9	7000
289,3	100	294,5	12000
290,0	200	295,1	20000
290,5	300	295,8	40000
291,0	500	296,3	60000
291,8	1000	296,6	80000
292,3	1500	296,8	100000
292,8	2500

Порядок расчета:

1. По формуле (4.1) выбрать метод обработки КВД.

2. Построить КВД в координатах соответствующего метода обработки.

3. По графику КВД определить коэффициенты А и i

4. По формулам (4.11) – (4.17) определить фильтрационно-емкостные параметры пласта.

Лабораторная работа №5

«Исследование скважин методом гидропрослушивания»

Исходные данные:

Сжимаемость жидкости, βж	0.0006	1/МПа
Сжимаемость горной породы, βг.п.	0.00005	1/МПа
Пористость, m	0.2	д.е.
Толщина пласта, h	4.8	м
Вязкость жидкости, µ	0.8	мПа*сек
Закачка в возмущающую скважину, Q	200	м3/сут
Время работы возмущающей скважины, T/2	2	сут
Расстояние до реагирующей скважины, R	400	м

Таблица 5.1

Данные для построения кривой реагирования:

№	P(t), бар	час		№	P(t), бар	час
1	0.00	0		18	3.07	51
2	0.04	3		19	2.96	54
3	0.25	6		20	2.78	57
4	0.54	9		21	2.60	60
5	0.82	12		22	2.43	63
6	1.09	15		23	2.27	66
7	1.34	18		24	2.14	69
8	1.56	21		25	2.02	72
9	1.77	24		26	1.91	75
10	1.96	27		27	1.81	78
11	2.14	30		28	1.72	81
12	2.30	33		29	1.64	84
13	2.46	36		30	1.57	87
14	2.60	39		31	1.50	90
15	2.74	42		32	1.44	93
16	2.87	45		33	1.39	96
17	2.99	48

Практическое задание: