Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

 (3.32)

где  определяется по формуле (3.30) или по графику

А.М. Пирвердян получил для коэффициента  следующее выражение:

 (3.33)

Сравнив дебиты совершенной скважины (формула Дюпюи) и несовершенной скважины (3.31), получим выражение коэффициента совершенной скважины в следующем виде:

 (3.34)

Иногда бывает удобно ввести понятие о приведённом радиусе скважин , т.е. радиусе такой совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной несовершенной скважины:

 (3.35)

Тогда (3.31) можно заменить следующей формулой:

 (3.36)

И.А. Чарный предложил следующий способ определения дебита скважины, несовершенной по степени вскрытия, если величина вскрытия пласта b мала . Область движения условно разбивается на две зоны (Рис.6.4). Первая - между контуром питания и радиусом , равным или большим толщины пласта , в этой зоне движение можно считать плоскорадиальным. Вторая - между стенкой скважины и цилиндрической поверхностью , где движение будет существенно пространственным. Обозначим потенциал при r =R через Ф. Тогда для зоны  можно записать формулу Дюпюи:

 (3.37)

Для зоны , считая здесь приближённо движение радиально - сферическим между полусферами радиусами r и R, имеем:

 (3.38)

Из формул (3.31) и (3.33) по правилу производных пропорций получается формула для дебита скважины:

 (3.39)

Приняв R =1,5h, получим окончательно формулу для дебита несовершенной скважины, вскрывшей пласт на малую глубину:

 (3.40)

Задачи притока жидкости к скважинам, гидродинамически несовершенным по характеру вскрытия пласта, и к скважинам с двойным видом несовершенства, ещё более сложны для исследования, чем приток к несовершенным по степени вскрытия пласта скважинам. Такого рода задачи решались теоретически М.М. Глоговским, А.Л. Хейном, М. Маскетом и другими исследователями. Все полученные ими решения весьма сложны. Наибольшее распространение в практике расчётов дебитов несовершенных скважин по характеру вскрытия пласта и с двойным несовершенством получили результаты теоретических и экспериментальных исследований, проведённых В.И. Щуровым, Г.Г. Поляковым, М.Н. Тиховым и М.С. Ватсоном.

3.5 Лабораторные исследования

Все образцы керна, пробы нефти, воды и газа, отобранные в процессе бурения и испытания скважин, должны подвергаться лабораторным исследованиям.

По образцам керна, взятым из интервалов залегания продуктивных пластов, определяются следующие параметры:

общая и открытая пористость,

проницаемость

остаточная водонасыщенность,

нефтенасыщенность,

карбонатность,

глинистость.

Образцы керна также подвергаются изучению на определение флоры, фауны и микрофауны, споропыльцевому анализу.

Производится также минералогический и гранулометрический анализы, как коллекторов, так и пород-покрышек.

Порядок отбора керна на лабораторные исследования таков - из одного, в смысле литологической изменчивости, слоя - через 0.25-0.30 м, из неоднородного слоя образцы отбираются через0.2 м и чаще.

По отборным пробам пластовых жидкостей и газа должны быть определены:

а) для нефти - фракционный и групповой составы, содержание селикагеливых смол, масел, асфальтенов, парафина, серы, а также вязкость и плотность (как в поверхностных - при температуре 20 градусов по Цельсию и давлении 0.1 Мпа, так и в пластов условиях), величина давления насыщения нефти газом, изменение объема и вязкости нефти при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициенты упругости, при отборе глубинных проб-забойные давления и температуры, газовый фактор.

б) для пластовой воды - полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов (йода, брома, бора, лития и других элементов), количество и состав растворенного в воде газа, измерение температуры и электрического сопротивления вод.

в) для газа, растворенного в нефти, и свободного газа - плотность по воздуху, теплота сгорания, химический состав (объемные доли метана. Этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов и более тяжелых углеводородов в%, а также гели, сероводорода в граммах на 100 м3 газа, углекислоты и азота).

Таблица 3.3 - Перечень лабораторных исследований

№	Наименование исследования, анализа	Интервал отбора	Кол-во образцов (проб)	Организация, выполняющая исследования
1	Определение общей пористости	0.1-0.5	30-150	СибНННП
2	Определение открытой пористости	0.1-0.5	30-150	СибНИИНП
3	Определение эффективной пористости	0.1-0.5	30-150	СибНИИНП
4	Определение проницаемости	0.1-0.5	30-150	СибНИИНП
5	Определение нефтенасыщенности	0.1-0.5	30-150	СибНИИНП
6	Определение коэффициента вытеснения	0.1-0.5	30-150	СибНИИНП
7	Определение остаточной водонасыщенности	0.1-0.5	30-150	СибНИИНП
8	Определение карбонатности	1-2	7-15	СибНИИНП
9	Определение глинистости	1-2	7-15	СибНИИНП
10	Минералогический анализ	5-10	2-3	СибНИИНП
11	Гранулометрический анализ	5-10	2-3	СибНИИНП
12	Микрофаунический анализ	1-2	7-15	СибНИИНП
13	Анализ шлама на содержание углеводородов	1-5	1-3	СибНИИНП
14	Анализы поверхностных проб нефти и газа	3/на объект	3	ЮНИПИН
15	Анализы глубинных проб нефти и газа	3/на объект	3	СибНИИНП ЮНИПИН
16	Анализы проб воды	2/ на объект	2	СибНИИНП

3.6 Расчёт гидродинамических параметров

Расчет параметров выполняют по различным методикам используя данные изменения давления, зарегистрированные основным (фильтровым-регистрирует изменение давления непосредственно в интервале испытания) и дополнительным (трубным) манометрам.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9