Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов.
Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис.).
----
При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.
---
По добывающим скважинам выпуклость индикаторной линии к оси дебитов указывает на уменьшение коэффициента продуктивности скв. с увеличением депрессии на забое. Это может быть вызвано нарушением линейного закона фильтрации в прискважинной зоне пласта.
Другой причиной может быть уменьшение проницаемости коллектора при значительном снижении забойного давления вследствие смыкания трещин.
Выпуклость индикаторных линий к оси давлений может быть следствием постепенного включения в процесс фильтрации при снижении забойного давления ранее неработающих частей эффективной толщины пластов.
По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.
На искривленном участке инд. кривой коэф. продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.
---
Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скв. при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических условиях.
В геол.-промысловой практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности(приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) на 1 м работающей толщины пласта:
Куд = К/h
------------------------------------------------------------------
Коэф. продуктивности численно равен тангенсу угла α между индикаторной линией и осью перепада давления: Кпрод = tq α.
-----------------------------------------------------------------
---
По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оцениваетсяосновная фильтрационная характеристика пласта - коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.
---
1. Коэффициент гидропроводности(м5/(Н×с) -наиболее ёмкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.
где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;
h - работающая толщина пласта;
m - вязкость жидкости или газа.
---
|
где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;
m - вязкость жидкости или газа.
---
3.Коэффициент пьезопроводности(м2/с) характеризуетскорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).
, (м2/с)
где kпр - коэффициент проницаемости пласта;
μ – вязкость нефти в пластовых условиях
b* - коэффициент упругоемкости пласта.
Упругоемкость пласта обуславливается сжимаемостью скелета коллектора и нефти, заполняющей его, и выражается формулой:
b* = kп bж + bс,
где bж и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды, kп – коэффициент пористости;
---
Одним из основных факторов, влияющих на форму индикаторных линий, считают нарушение линейного закона фильтрации. Такое нарушение может быть следствием несовершенства скважины по характеру, степени или методу вскрытия.
---
Исследования скважин при неустановившихся режимах проводят при использовании данных о замере давления, восстановившегося в остановленной или снижающегося после открытия скважин.
Если в скважине, длительно эксплуатирующейся при установившемся режиме, мгновенно изменить дебит, то давление в любой точке пласта, отстоящей от центра скважины на расстоянии R, начнет изменяться в соответствии с зависимостью:
---
= из лек 7.1. = Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.
Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).
Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового.
 |
Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.
При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.