Различие в приведенных пластовых давлениях в обоих случаях обусловливается разницей плотностей воды рв и нефти рн и зависит от расстояния между пластами h
РпЛ2 Рпл1 = (Рв Рн)- (2.20)
После обводнения одного из пластов приведенные пластовые давления становятся одинаковыми (случай ППД). Если пласты не имеют ни естественной, ни искусственной гидродинамической связи, а залежь эксплуатируется на режиме истощения, то в результате относительно большего отбора нефти из хорошо проницаемых пластов пластовое давление в них падает быстрее, чем в плохо проницаемых. Со временем различие в пластовых давлениях пластов с разной проницаемостью обычно увеличивается и может достичь большой величины.
Итак, кратковременные перетоки происходят в начальный период восстановления давления, обычно из хорошо проницаемого пласта в плохо проницаемый даже при равенстве приведенных давлений. Постоянные перетоки между пластами возможны лишь при различных приведенных пластовых давлениях в пропластках.
Использование скважинных дебитомеров и расходомеров при исследовании позволяет не только определить величину и направление этих перетоков и условия их существования, но и гидропроводность и проницаемость отдельных пропластков, изменение этих параметров во времени, выявить интервал воздействия на призабойную зону.
Задача 2.15. Скважина одновременно эксплуатирует два пласта. При исследовании скважины методом установившихся отборов использовался дебитомер. Данные исследования приведены
Рзаб’ МПа 11,5 10,2
9,0
Qr м3/сут
4,0
16,6
28,5
Q2. м’/сут
47,0
67,4
86,5
Q j, ьГ/сут
51.0
84.0
115.0
Определить коэффициенты проницаемости и гидропроводности пластов, количество жидкости, поглощаемой одним из пластов при остановке скважины, минимальный дебит, при котором нет поглощения жидкости.
Эффективная толщина первого пласта 6 м, второго 15 м; скважина совершенна по степени и характеру вскрытия, радиус скважины 0,124 м, среднее расстояние до ближайших скважин 500 м; вязкость нефти в пластовых условиях 3 мПа-с.
Решение. По данным исследования строим индикаторные линии для первого (/) и второго (2) пластов и общую индикаторную линию (X) (Рис- 2.11,6). Индикаторные линии прямые, поэтому точки пересечения их с осью давления позволяют определить для первого пласта рпл х = 11,9 МПа, для второго рпл 2 = 14,4 МПа, давление в остановленной скважине рпл2 = 13,45 МПа.
Установившееся давление рпл 2 можно определить графически по индикаторным линиям 1 и 2. Для пласта с меньшим пластовым давлением рпл i строим индикаторную прямую поглощения
45
3— зеркальное отображение прямой 1. Ордината точки пересечения прямых 3 и 2 будет соответствовать давлению рплs, а отрезок от точки пересечения до оси ординат —■ дебиту перетока жидкости из пласта 2 в пласт 1\ Qnep « 15 м3/сут. При р3аб<Рпл s приток из второго пласта будет больше, чем поглощение первым, и тем больше, чем меньше забойное давление. Наконец, при рзяб = рпл х первый пласт прекратит поглощать жидкость и приток из второго пласта будет являться продукцией скважины. По рис. 2.11, б определим минимальный дебит в отсутствии поглощения Qmin = = 40 м3/сут.
Расчеты можно вести и аналитически. Зная пластовые давления и дебиты при рзаб = 9 МПа, определим коэффициенты продуктивности пластов и суммарный
К1 = 1/(Дпл1-/>заб) = 28,5/(11,9-9,0) =9,83 м3/(сут-МПа);
К2 = 2/(рпл2 - Рзаб) = 86,5/(14,4-9,0) = 16,02 м3/(сут-МПа);
Кх = Ox/(Рпл2 -Рзаб) = 115/(13,45-9,0) =25,85 м3/(сут-МПа).
По расчетам: /С2 = Ki + /С2-
При рэаб = Рпл s производительность второго пласта равна поглощению первого
Q" = к2 (Рплг - Рпл2) = 16,02 (14,4 - 13,45) = 15,22 м3/сут;
' = Ki (Рпл! - Рплх) = 9,83 (11,9- 13,45) = - 15,24 м3/сут;
Опер да 15,23 м3/сут.
Минимальный дебит, при котором нет поглощения жидкости первым пластом
Qmin = К2 (Рплг — Рпл1) = 16,02 (14,4 — 11,9) = 40,05 м3/сут.
Для определения коэффициентов гидропроводности и проницаемости пластов воспользуемся формулой Дюпюи. За Rк примем половину среднего расстояния между скважинами. Учтем, что дебит замеряли дебитомером на забое скважины.
(tb
Ki In (Rк/гс
/ kh \ ц \ Ц A hi
9,83 In (250/0,124)
2я 86400- 10e-2-3,14
1,38-10—10-3-10-3
1,38-10-10 м3/(Па-с);
= 0,069-10-12 m2;
(f),
kh \ K2
In (RJrc) 9 Л 2я
16,02 In (250/0,124)
86400-10e-2-3,14 = 2,25-10-10 м3/(Па-с); k2 = 0,045-10-12 m2.Как видно из задачи, принципы обработки данных исследования скважин методом установившихся отборов одинаковы и при наличии в скважине одного продуктивного пласта и тогда, когда этих пластов несколько.Задача 2.16. Скважина, эксплуатирующая одновременно три нефтеносных пропластка, исследована методом установившихся 46
аб’ МПа
|
Qj, т/сут
|
<Э2 • Т'СУТ
|
<23, т/сут
|
т/сут
|
15,3
|
22,4
|
6,0
|
61,5
|
89,9
|
15,0
|
34,9
|
9,7
|
71,4
|
116,0
|
14,8
|
44,0
|
13,3
|
78,0
|
135,3
|
14,35
|
58,6
|
18,0
|
90,5
|
167,1
|