Исходные данные кривой стабилизации давления обрабатывались далее по формуле (9), т.е. для случая постоянного дебита скважины.
72
Результаты обработки исследования скв. 112 представлены в табл. 4, а их иллюстрация показана на рис. 1, 2 и 3.
Таблица 4
Обработка КСД при постоянном дебите по формуле (9)
t, с |
lnt |
Рй, ата |
Р*2 |
Результаты обработки КСД |
|
0 |
42,42 |
1799 |
а, = 1790, plc0 = 8,317 |
||
60 |
4,094 |
41,91 |
1756 |
8,305 |
Q=622,9 тыс. м3/сут = =7,209x106 см3/с |
120 |
4,787 |
41,84 |
1751 |
8,147 |
V6an= 9,6м/с, Нэф= 21,2 м, m = 0,30 |
180 |
5,193 |
41,78 |
1746 |
8,473 |
kh/ц. = 1361 Дм/сП, к = 0,759 Д |
240 |
5,481 |
41,76 |
1744 |
8,393 |
аг=8910см2/с, IV=37 м (t = 480 с) |
360 |
5,886 |
41,73 |
1741 |
8,325 |
P^(Rnp*) = 42,31 ата |
480 |
6,174 |
41,70 |
1739 |
8,260 |
PJX - 24 ч) = 42,73 ата (11^,= 492 м) |
Изменение дебита скважины по КСД: dQ(t) = 0,53% |
0,041 0,043 0,045 0,047 0,049 |
0,039 |
0,037 |
2,9 2,8 2,7 2,6 2,5 2,4 2,3 2Л 2,1
Рис. 1. Обработка КСД по скв. 112 [Q = Q (t)] 73 |
0,035
1850 1800 1750 -1700 1650 1600 1550 1500 £
1450
1B1U
1800^
1790
1780
1770
1760
1750
1740
1730
Закрытие задвижки и ВСС: |
t = 6 0 °С |
0,5 |
2,5 |
3,5 |
Характеристики КВД: альфа = 1733 бэта =18,73
1,5 2
1st
Рис. 2. Обработка КВД по скв. 112
Характеристики КСД альфа =1790 бэта = 8,32
Открытие
задвижки и ВСС:
. t = 60°C_______________
tat
Рис. 3. Обработка КСД по скв. 112 (Q = const)
74
Обработка результатов исследований показывает, что практически соблюдается соотношение (З^д - -2,3 Рксд (Рюш = 18,73, -2,3 РкМ- 19,13). Данное обстоятельство свидетельствует об однородности ФЕС различных зон пласта в области дренирования скважины, определяемых по КСД и КВД. Оценим значения приведенных радиусов этих зон по времени стабилизации и восстановления давления и коэффициенту пьезопроводности: t^ = 480 с, tB0C - 2700 с, ае = 8910 см2/с (см. табл. 1, 2, 4). R^ = (я аг t f : Rnp.Kra = =37 м, Япрквд = 87 м. Значение Япрксд = 37 м соответствует половине расстояния до соседней скв. 113, в которой перфорирован практически тот же интервал (1150-1168 м, Нэф = 18,0 м), что говорит косвенно о достаточно высоком качестве исходных данных. Неадекватно низкое значение RnpKM = 87 м связано с работой соседних скважин куста. Для оценки величины пластового давления зададимся Rnp = 1250 м (половина расстояния до соседних кустов скважин), тогда Рга = 42,90 ата. В результате расчетов, получены следующие значения коэффициентов фильтрационного сопротивления: а = 0,141 сут/тыс. м3, в = 2,6116 х 10~13(сек/см3)2 = 0,000035 (сут/тыс. м3)2. Следует отметить, что, по рассматриваемой скважине, при обработке исследований на установившихся режимах систематически получались аномальные индикаторные линии, определить по которым коэффициенты фильтрационного сопротивления не представлялось возможным. Причиной этому, на наш взгляд, являются высокие продуктивные характеристики скважины и недостаточная точность исходных данных.
Скв. 721 (25-30.08.99 г.)
Сведения о конструкции скважины.
1. Эксплуатационная колонна: 219 мм х 1249 м.
2. Лифтовая колонна: 168,3 мм х 1143,4 м.
3. Интервал перфорации, м: 1116-1145 (Н^ = 27,8 м).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.