Интерпретация гидродинамических исследований с испытателем пластов на трубах в ПО «Мониторинг ГДИС». Пример 1
Анализ гидродинамических исследований нефтяной скважины с испытателем пластов на трубах.
В настоящем примере приведены результаты интерпретации КВД по результатам испытания пласта в эксплуатационной колонне.
1.1 Задачи исследований
Определение пластового давления, коэффициента продуктивности и скин-фактора скважины, абсолютной проницаемости пласта.
1.2 Исходные данные и технология исследований
Объект и технология исследований:
- нефтяная скважина в заводненном пласте;
- эффективная толщина пласта 29 м;
- обводненность продукции скважины 90%;
- дебит скважины в процессе второго цикла испытания определен в программе «Мониторинг ГДИС» по данным изменения давления над клапаном и плотности жидкости и составлял от 28 м3/сут в начальный период до 25,5 м3/сут.
Полный объем исходных данных содержится в файле и БД в формате «Мониторинг ГДИС» (прилагается). На рисунке 1 приведена технология двухциклового испытания.
1.3 Особенности интерпретации и результаты ГДИ
Интерпретация проведена по второму циклу испытания с периодом вызова притока 61 мин. и продолжительностью регистрации КВД 91 мин. Закрытие скважины на забое позволило минимизировать влияние ствола и получить выход на участок радиального притока через 20 мин после остановки на КВД (рис. 2).
Результаты интерпретации КВД:
- радиус исследований 11,6 м;
- пластовое давление (м-ды Хорнера и аппроксимации КВД) 189,5 атм.;
- коэффициент продуктивности 0,3 м3/(сут ● атм);
- скин-фактор скважины +2,12;
- абсолютная проницаемость определена с учетом ОФП равна 2,9 мД.