Определение параметров пласта по КВД (КПД) при упругом режиме

Содержание

Введение  3

Цели и задачи курсового проекта  5

1 Исследование на нестационарном режиме работы скважины   6

2 Метод касательной  10

3 Метод Хорнера   12

4 Метод Минеева   14

5 Построение теоретической КВД   17

6 Пример обработки КВД методом касательной  19

Заключение  24

Список литературы   25

Введение

Современные гидродинамические (ГД) методы исследования нефтяных скважин дают возможность получать важнейшие параметры пласта, на основании которых осуществляются процессы добычи, составляются технологические проекты разработки, проводится анализ текущего состояния разработки месторождений. В результате гидродинамических исследований определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, величины пластовых и забойных давлений, коэффициентов продуктивности, устанавливаются связи между скважинами по пласту и между пластами.Исследования, как правило, имеют действенную силу, когда их выполняют систематически, а результаты обрабатывают по методикам, наиболее соответствующим процессам в реальном пласте.Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращен), которая была закрыта путем герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (метод Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).В общем, комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен. Так, в терминологических справочниках приводится более трех тысяч терминов, относящихся к параметрам пласта: строению, свойствам пластов-коллекторов и насыщающих их флюидов, вопросам подсчета запасов углеводородов, системам разработки залежей, контролю, анализу и регулированию процесса разработки, оптимизации эксплуатации скважин и др. В свою очередь, в понятие параметров пласта входят: • пространственно-геометрические размеры залежи - пласта, т.е. глубина и положение кровли и подошвы, водонефтяного и газонефтяного контактов, площадь пласта, насыщенная углеводородами; • пластовые давление и температура - режим пласта; • пористость, насыщенность, проницаемость и анизотропия пласта, кривые фазовых проницаемостей и капиллярного давления, сжимаемость пористой среды и флюидов; • состав углеводородов и их физические свойства в зависимости от давления и температуры - уравнения состояния (PVT - плотность, вязкость, давления насыщения и критические, газовый фактор, усадка и т.п.); • тип пласта-коллектора, его упругодеформационные свойства, тип пластовой фильтрационной системы; • продуктивная характеристика скважин (коэффициенты продуктивности и приемистости, фильтрационных сопротивлений газовых скважин, состояние призабойных зон - скин-фактор). Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и результатов лабораторных исследований PVT.

Список литературы

1) Чернов, Б.С. Гидродинамические методы исследования скважин / Б.С. Чернов, М.Л. Базлов, А.И. Жуков. – М: Гостоптехиздат, 1960. – 319 с.

2) Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптезидат, 1983. – 369 с.

3) Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Губайдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. - М., ОАО «ВНИИОЭНГ». 2000. — 228 с.

4) Современные методы гидродинамических исследований скважин. Справочник инженера по исследованию скважин. Издательство «ИнфраИнженерия», 2010.

5) Руководство по интерпретации КВД для различных типов скважин и геолого-промысловых условий. РД 153-39.0-536-07. Документ разработан 115 Татарским научно-исследовательским и проектным институтом нефти (ТатНИПИнефть), Бугульма 2007.