ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН (ГДИС)

работы скважины, наблюдением и анализом динамики изменения параметров с целью

определения характеристик скважины, призабойной зоны, пласта и зоны дренирования

qн – дебит нефти на поверхности

(м3/сут)
K – эффективная проницаемость (мД)
h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (м)
Pпл – среднее пластовое давление в зоне дренирования (атм)
Pзаб – забойное давление (атм)
н – вязкость нефти (сПз) - (в пластовых условиях)
Bн – объемный коэффициент нефти (м3/м3)
R – радиус зоны дренирования (м)
rс – радиус скважины (м)
S – скин -фактор

градиента давления
Q – расход жидкости
A – площадь
L – длина


- вязкость
P –перепад давления
k – проницаемость (измеряется в Дарси)

Размерность проницаемости = размерности площади
Проницаемость не зависит от флюида (нефть, газ, вода и пр.)

Источник данных о проницаемости:
– лаборатория (керн)
– ГИС (корреляции)
– промысловые данные
– ГДИС

1 Дарси определяется как проницаемость, которая позволит флюиду вязкостью в 1 сПз протекать со скоростью 1 см/сек через поперечное сечение 1 кв.см, когда градиент перепада давления = 1 атм/см. (т.е. 1 атм на длине участка =1см)

Закон Дарси

 

= h1 + h2 + h3
Источник данных – каротажные диаграммы

(геофизика)

духа выворачивать бесконечные ряды непостижимых формул, выведенных с микроскопической точностью,

исходя из неопределенных предположений, основанных на спорных данных, полученных из неубедительных экспериментов, выполненных с неконтролируемой аппаратурой лицами подозрительной надежности и сомнительных умственных способностей. И все это – с открыто признаваемой целью, раздражать и путать химерическую группу фанатиков, известных под именем ГЕОЛОГОВ, которые, в свою очередь, являются паразитическим наслоением, окружающим честно и тяжело работающих БУРОВИКОВ.
Journal of Petroleum Technology, 1957.

области дренирования вместо давления на границе:

Для псевдоустановившегося режима:
Источник данных о

среднем пластовом давлении:
- ГДИС
- модели и симуляторы пласта (расчетные)

нефть н, газ г, вода в )
Единицы измерения –

cПз (мПас)
Вязкость «измеряется» или приводится к пластовым условиям
Источник – лабораторные данные
– корреляции
Диапазон и типичные значения:
- 0.25 – 10000 cПз, нелетучая нефть
- 0.5 – 1.5 cПз, вода (рассолы)
- 0.01 – 0.035 cПз, газ

образования единицы объема флюида в поверхностных условиях
Единицы измерения – м3/м3
Источник

– лабораторные данные или корреляции

Диапазон и типичные значения:

Нефть 1 – 2 м3/м3, нелетучая нефть
2 – 4 м3/м3, летучая нефть
Вода 1 – 1.1 м3/м3
Газ 0.5 – 30 м3/м3 в зависимости от давления

измерения - м
Источник - диаметр долота/2 или кавернограмма

для произвольной области
Безразмерное время достижения псевдоустановившегося режима

= 0.054318305
2 *  {3.141593} *
* 10-3 {перевод_проницаемости_из_Д_в_мД} /
/103 {перевод_вязкости_из_Па*с_в_мПа*с}

*
* 10-1 {перевод_давления_из_МПа_в_атм} *
* 86400 {перевод_времени_из_сек_в_сут} =
= 0.054286721
 
Отличия из-за округления, кроме того, нужно учесть, что
1 атм = 101325 Па (а не 105 Па) и
1 Д = 1,02 мкм2 (а не 1 мкм2)

м3/сут

пропорционально увеличивается

10%. Т.е. радиус контура питания не оказывает большого влияния на

дебит.
Но площадь зоны дренирования имеет огромное влияние на величину накопленной добычи скважины.

дебита на 57%

Снижение скина с 0 до –4,5 (трещина

ГРП) увеличивает дебит на 141%

(Pпл) и атмосферным давлением (Pатм ).
Производительность, соответствующая Pатм на

забое – это максимально возможный теоретический дебит скважины (qmax).
Дебит при Pзаб = Pпл равен нулю.

нефти выделяется газ

Давление, при котором выделяется первый пузырек газа,

называется давлением насыщения (Pнас)

P > Pнас P = Pнас P < Pнас

давлением ниже давления насыщения (Pнас), и построил график зависимости Pзаб/Pпл

и qн / qн max
qн max определяется как теоретически максимально возможный дебит, при Pзаб = 0.

Композитная кривая Вогеля

насыщения)

Кпр надо считать по параметрам пласта , а так как

qнас= 0, то




и затем строится индикаторная кривая

Пример: Скважина добывает 30 м3/сут нефти при Pзаб = 90 атм.
Pпл=110 атм, Pнас=120 атм. Найти дебит нефти, если при Pзаб= 50 атм.

qн= 74 м3/сут, при Pзаб= 50 атм

Кпр = 1,63 м3/сут/атм

qmax = 99,7 м3/сут

= 1 неповрежденая
FE < 1 поврежденная
FE > 1

стимулированная

 

 

 

Уравнение Вогеля с поправкой Стендинга