CC BY
17
ИЗВЕСТИЯ
ТОМСКОГО ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО
ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА
1966
Том 151
К ВОПРОСУ О ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ ПЛАСТА Б2 УСТЬ-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ
Ю. А. МЕДВЕДЕВ (Представлена научным семинаром кафедры горючих ископаемых)
В статье приведены предварительные данные по гидродинамической характеристике промышленно-нефтеносного пласта Б2 Усть-Балык-ского месторождения нефти в Западной Сибири. В литологическом отношении пласт Б2 представлен мелко-среднезернистыми полимикто-выми слабосцементированными песчаниками желтовато-серого до тем-но-бурого цвета и приурочен к толще готерив-баррема. По данным лабораторных анализов открытая пористость песчаников колеблется от 20 и 23,7%, проницаемость — от 74,2 до 388,4 миллидарси.
Для расчета гидродинамических параметров пласта принята методика обработки кривых восстановления устьевых и забойных давлений интегральным способом, который при сокращенном объеме вычислительных работ не уступает по точности другим методам. На последнее обстоятельство указывалось рядом авторов [1, 2, 3, 6]. Теоретическое обоснование интегрального метода Э. Б. Чекалюка и его дальнейшее упрощение были приведены в работах [4, 5, 2, 3].
Промысловые данные, которые нами были подвергнуты обработке, были получены промыслово-исследовательской группой ВНИИ под руководством И. Д. Умрихина в период пробной эксплуатации Усть-Ба-лыкского нефтяного месторождения в 1964 году. Исследования на фонтанных скважинах № 67, 74, 75, 80 и 214 «проводились с помощью дифференциальных манометров ДГМ-4 и образцовых манометров по обычной методике.
По принятой методике [2, 4] для расчета физических параметров пласта необходимы как исходные данные две кривые: кривая восстановления забойного давления А Р(£)и кривая накопления жидкости в стволе скважины после ее остановки У{1). Первая из них записывается глубинным манометром, вторая находится по данным замеров устьевых давлений по следующей зависимости:
^С) = - [(Л + /а) ±Рс (/) - /к - дя* - /б. дрб], (1)
т
где /к и /б — площади сечений столбов нефти в кольцевом пространстве и в фонтанных трубах, см2; ДР*, ДР* — приращение забойного, затрубного и буферного давлений, кг,'см2; 7 —объемный вес пластовой нефти, кг/см3.
При отсутствии интерференции скважин согласно [5] связь между депрессией на забое скважины и суммарным отбором упругой жидкости выражается интегралом Дюамеля
т
V0{T) = lbP0(T--)dGW, (2)
О
где Т — время от начала эксплуатации скважины; VQ(T)~~ объем добытой пластовой жидкости; ДЯ0 (Г) — депрессия забойного давления, G (т) — функция, определяющая объем добытой из пласта жидкости при постоянной депрессии, равной единице.
Объем жидкости V{t), накопленной после остановки скважины, с учетом выражения (2) определяется, как
V(t)=V0(T0 + t)-V0(T0), (3)
где Т0 — время работы скважины до остановки; ¿ — время исследования.
После длительной работы скважины с постоянным дебитом Q0 или постоянной депрессией АР0 при t 4^Т0
t
Q0.(-V(t) = S*P(t-*)<tG(z). (4)
О
В безразмерном выражении правая часть уравнения (4) дает значение интеграла Дюамеля для безразмерного t
t
D (i) — f A P(t~z)dG(T). (5)
о
Для построения функции &P(t — z) =f [G (-:)] Э. Б. Чекалюк [4] предложил пользоваться палетками. Обработка данных роста давления в остановленной нефтяной скважине ведется при этом с помощью основной расчетной зависимости
D (F)-ln Т и
m [QQ-t—V(t)\ 2шк
In — + lnt г2
(6)
где ш — масштаб палетки; ¿—безразмерный параметр времени (t=/?i-t);
— вязкость нефти в пластовых условиях, сантипуазы; к — проницаемость, дарси; А — мощность пласта, см; * — пьезопроводность пласта, см2/сек; г — приведенный радиус скважины, см; V{t) — количество накопленной в стволе скважины жидкости к моменту определяемое из выражения (I).
После определения интегралов Дюамеля для трех и более моментов времени и соответствующих им значений V(t) по формуле (1) согласно выражения (6) отыскивают положение расчетных точек в системе координат Y(t), In t, где
VV) = -DЩпГ_ m[Q0-t-V(t)]'
и проводят через полученные точки прямую. Значение уклона i расчетной прямой и величина отрезка х0, отсекаемого на оси абсцисс, используются для определения некоторых параметров пласта.
С целью упрощения вычислительных операций ,и уменьшения их объема в работах [2, 3] предложено пользоваться для определения интеграла Дюамеля универсальной палеткой. На палетке точки, рассчитанные для различных моментов времени по нефтяным и газовым скважинам, удовлетворяют уравнению прямой вида
а (rf) = 0,075 + 0,925 ?(/>), (8)
где о. (с1) и 9 (р) — отношения соответственно площадей интеграла Дюа-меля и площади, ограниченной кривой ДЯ = /(^) и осями координат, к площадям мгновенного восстановления давления в соответствующих координатах.
Зная величину а{й) из выражения (8), определяют усредненную депрессию на оси притоков С (¿)
дя(0 = а(<г).др(*). (9)
Основное расчетное выражение предлагаемого метода при этом для нефтяных скважин принимает вид
у (О AP(f)
Qo - q {t) 4т: kll
In ~ + In t r*
(10)
/7ч v(t)
где g (t) =-1—усредненный деоит из пласта за время t после
t
остановки скважины, см/сек; V (t) определяется из формулы (1).
Обработка промысловых данных по упрощенной методике ведется с помощью планиметрирования кривых восстановления давления и последующего определения посредством палетки или по формуле (8) коэффициент o.(d). Затем, используя выражение (10), в координатах Y(t),\nt строится прямая и по ее уклону i и отрезку х0 определяется гидропроводность пласта
kh 1
[а 4 тЛ и относительная пьезопроводность
v г2 — е
(Ii)
Кроме данных параметров, возможно определение статической депрессии на пласт в момент остановки, а следовательно, ¡пластового давления по тем же данным исследования [2].
Для наглядности ниже приводится пример расчета физических параметров нефтеносного пласта Б2 по скважине № 75 упомянутого выше месторождения.
Пример. Данные о скважине: забой — 2104 м, фильтр — 5" в интервале 2095—2103 м, начальное пластовое давление на глубине 2098 м—207,62 кг/см2, установившийся дебит нефти через 6 мм штуцер — 60 м3/сутки, забойное давление перед остановкой на глубине 2098 м —183,7 (по МГГ-2У) и 188,23 кг/см2 (по ДГМ-4), рабочая депрессия—19,39 кг/см2, давление на буфере —24,87 кг/см2, давление з затрубье—18,24 кг/см2, давление насыщения около 90,0 кг/см2, объемный вес пластовой нефти — 0,810 т/м3, объемный вес сепарированной нефти — 0,879 т/м3, коэффициент усадки—1,16, дата остановки скважины для наблюдения за процессом восстановления давления 9.03.64 г., площадь поперечного сечения фонтанных труб / =21,2 см2 и кольцевого пространства/* =135, 7 см2.
Результаты наблюдений приводятся в табл. 1.
По данным повышения забойного давления, приведенным в табл. 1, построены кривые АР(£—т) = /[С(£)] на рис. 1 для трех значений времени: ¿= 160, 220 и 280 мин. Для построения кривых принято Ь = 1000 единиц, т. е. тп — 1/2. Результаты расчетов двумя выше указанными способами по всем скважинам сведены в табл. 2. На рис. 2 дан расчетный график для определения параметров пласта, значения которых также приведены в соответствующих графах табл. 2.
Рис. 1. Кривые повышения забойного давления в скважине № 75 Усть-Балыкского месторождения.
Рис. 2. Характеристика повышения давления в скважине № 75 Усть-Балыкского месторождения: 1 — расчетные точки по методу Э. Б. Чекалюка, 2 — по упрощенному методу.
№ точек и мин Д Р0 кг/см2 А Р& кг/см- Л Рк, кг/см1'
0 0 0,0 0,0 0,0
1 10 9,19 9,13 8,96
2 20 13,78 12,06 12,96
3 30 15,64 12,99 14,69
4 40 16,41 13,43 15,33
5 50 16,67 13,63 15,73
6 60 17,03 13,83 16,13
7 70 17,29 13,87 16,35
8 80 17,58 13,96 16,56
9 90 17,89 14,01 16,69
10 100 18,10 14,06 16,83
11 ПО 18,14 14,08 16,86
12 120 18.20 14,10 16,88
13 130 18,33 14,10 16,99
14 140 18,44 14,10 17,09
15 150 18,67 14,10 17,20
16 160 18,78 14,10 17,31
17 170 18,79 14,10 17,34
18 180 18,79 14,10 17,36
19 190 18,85 14,05 17,38
20 200 18,91 14,01 17,49
21 210 19,08 13,96 17,41
22 220 19,12 13,91 17,41
23 230 19,13 13,85 17,41
24 240 19,14 13,80 17,41
25 250 19,23 13,73 17,48
26 260 19,33 13,67 17,56
27 270 19,36 13,60 17,63
28 280 19,36 13,55 17,63
Выводы
1. Для расчета физических параметров продуктивных пластов в Среднем Приобье вполне приемлема упомянутая выше методика.
2. Сходимость результатов по тому и другому методу вполне удовлетворительная.
3. Как видно из табл. 2, колеблемость полученных значений параметров для различных участков пласта значительная: пласт неоднороден.
4. Следует отметить своеобразный характер притока жидкости в скважину после остановки последней. В скважине № 74 в заключительные моменты периода восстановления забойного давления наблюдался отток жидкости в пласт. Подобное явление отмечено в скважине № 236, данные по которой в статье не приведены вследствие боль-
13. Известия ТПИ, т. 151. 193
№ СКВ. и мин т. см3 й(п по х--\п Ь АУ ' Ах кН д см [X спз 7. — сек-1 г2
370 196610 21244,9 0,06220* 0,03143 10,0078
67 300 181003 17236,9 0,06095 9,7981 0,00567* 26,2* 2,46*
0,03109 0,00290 27,4 2,72
230 168599 13225,4 0,05945 9,5324
0,02973
270 — 3859450 16828,0 0,00877 9,6927
0,00424
74 210 -3887120 12288,0 0,00774 9,5178 0,00202 78,64 0,0034 0.0041
0,00388 0,0010 79,62
150 — 3926400 8517,6 0,00705 9,1050
0,00361
280 414676 32754,9 0,04518 9,7291
0,02245 0,04458 0,00327 48,6 70,2
75 220 422810 25899,0 9,4879 0,00165 48,3 70,2
0,02216
160 368334 18874,0 0,04341 "0,02170" 9,1696
290 545128 13454,5 0,01335 0,00589" 9,7533
80 230 530918 10638,5 0,01306 9,5217 0,000779 204,3 330,3
0,00585 0,000376 211,9 403,4
170 511910 7951,4 0,01290 9,2198
0,00581
240 379442 16469,9 0,00991 9,5749
180 311622 0,00496 0,00966 0,00479 0,000975 163,3 1,82
214 12475,7 9,2873 0,00476 167,3 2,23
120 165357 8371,0 0,00924 0,00467 8,8819
Примечание: * В числителе—значение параметров по методу Э. Б. Чекалюка, в знаменателе—по упрощенному методу.
шого разноса расчетных точек. По-видимому, отток жидкости был связан с накоплением выделявшегося из нефти газа в затрубном пространстве и созданием за счет этого дополнительного давления, компенсирующегося иногда значительным оттоком в пласт.
5. Исследование скважин по принятой методике дает возможность сокращать время наблюдения, а следовательно, получать дополнительно тысячи тонн нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Б. А. Б о г а ч е в. К анализу гидродинамических методов исследования скважин. Изв. ВУЗов, нефть и газ, № 1, 19-63.
2. А. П. К а н ю г а, Ю. А. Медведев. Упрощенный интегральный метод обработки кривых восстановления забойного давления. Тр. ВНИИ, вып. 24, 1964.
3. А. П. Канюга. Фильтрационные свойства нефтяных коллекторов Предкарпа-тья. Автореферат диссертации, Львов, 1964.
4. Э. Б. Ч е к а л ю к. Метод определения физических параметров пласта. Нефтяное хозяйство, № 11, 1958.
5. Э. Б. Ч е к а л ю к. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, 1961.
6. Р. Г. Шаг и е в. Некоторые особенности обработки промысловых кривых восстановления давления. Изв. ВУЗ, нефть и газ, № 6, 1962.
