Обробка результатів дослідження нафтових свердловин при усталеній фільтрації газованої рідини

Зменшення тиску в пласті нижче тиску насичення призводить до виділення газу із нафти в привибійній зоні пласта. Поступово, по мірі падіння пластового тиску, зона сумісної фільтрації нафти і газу поширюється і охоплює весь пласт. Як відомо, при фільтрації газованої рідини появляються додаткові фільтраційні опори, тому індикаторна лінія, як і в попередньому випадку, викривляється до осі дебітів.

Q

1

2 D P

P _в

Р _н Р _пл

Рис. 2.3. – Залежність дебіту рідини від депресії (індикаторна лінія 1) та від вибійного тиску (лінія 2).

Таким чином, коефіцієнт продуктивності К ₀ є змінною величиною і залежить від депресії на пласт. Тому для визначення дійсної абсолютної проникності продуктивного пласта або його гідропровідності застосовується здебільшого методика, яка ґрунтується на використанні допоміжної функції Н. Ця функція має розмірність тиску і враховує зміну фазових проникностей рідини та газу при збільшенні чи зменшенні депресії на пласт.

Рівняння припливу газованої рідини до свердловини має вигляд

, (2.17)

де H _п і H _в – значення функції Християновича при відповідних пластових та вибійних тисках. Коефіцієнт продуктивності в цій формулі є аналогічним, як і при фільтрації однорідної рідини і є постійним при збереженні лінійного закону фільтрації.

Таким чином, обробку результатів дослідження нафтових свердловин при фільтрації газованої рідини необхідно проводити шляхом побудови індикаторної лінії в координатах Q - D Н, в яких ця лінія є прямою.

Q

D Н

Рис. 2.4 – Індикаторна лінія при фільтрації газованої рідини

Після побудови індикаторної лінії в зазначених координатах та отримання її прямої лінії коефіцієнти продуктивності та гідропровідності вираховуються так, як і в попередніх випадках.

Значення функції Н при пластовому тиску та виміряному на кожному режимі досліджень вибійному тиску проводиться в наступному порядку:

1. Допускаючи, з певним наближенням, незалежності в¢ язкості нафти і газу та коефіцієнта розчинення газу в нафті від зміни умов фільтрації, визначають безрозмірний параметр а:

, (2.18)

де G – газовий фактор (відношення дебіту газу до дебіту рідини в поверхневих умовах в м³/м³).

2.Вираховують безрозмірний тиск P^*

. (2.19)

3.Користуючись графіками, формулами чи таблицями знаходять безрозмірне значення функції H, тобто Н ^*. Основні графіки для визначення

безрозмірної функції Н ^* приведені на рисунках 2.5 та 2.6. Різні значення коефіцієнту α на цих рисунках відповідають значенню:

, (2.20)

де α ₀ – коефіцієнт розчиненості газу в нафті. При цьому передбачається, що цей коефіцієнт відповідає закону Генрі.

4.Вираховують величину функції Християновича для всіх значень вибійного та пластового тисків:

Н = Н^* ∙ а∙ Р₀. (2.21)

Рис. 2.5 - Залежність H ^* від P ^* для зцементованого піску

при різних значеннях коефіцієнту α

Графіки, зображені на рисунках, не є універсальними і їх використання для окремих конкретних нафтових родовищ можуть викликати значні похибки.

Більш точно, різницю функції Християновича можна розрахувати за формулою:

, (2.22)

де Q ₁- дебіт свердловини при вибійному тиску, який є вищим тиску насичення; μ (Р _н) та β (Р _н) – відповідно, в’язкість та об’ємний коефіцієнт нафти при тиску, рівному тиску насичення.

Формула (2.22) може використовуватись, коли в результаті досліджень вибійний тиск поступово стає меншим тиску насичення.

Рис. 2.6 - Залежність H ^* від P ^* для вапняків та доломітів

при різних значеннях коефіцієнту α