Обработка результатов исследования скважин на установившихся режимах

Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются. После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3 - 4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление восстановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления:

Для газовых скважин индикаторную диаграмму, изображают в координатах объемный Q или массовый G дебит газа — разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Р2пл – Р2заб). Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины от перепада между забойным и пластовым давлениями (Рзаб - Рпл). 

Индикаторная диаграмма Q=f(∆P) строится для определения коэффициента продуктивности скважин К:

Если индикаторная диаграмма – прямая линия, что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то как тангенс угла γ наклона линии определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины:

(где: k – проницаемость, h – толщина пласта, μ – вязкость жидкости, RK, rс — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.)

Если принять Rk равным половине расстояния между соседними скважинами, а rс равным радиусу rсд скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта

При rс = rсд несовершенство скважины учитывается в ε. Если μ известно по результатам лабораторного исследования глубинных проб жидкости, h определено геофизическими или дебитометрическими методами, то найдем проницаемость:                  

В общем случае уравнение притока можно записать в виде степенной зависимости:

где: n - показатель степени (для выпуклых к оси Q линий 1 > n≥ 0,5, для вогнутых  n>1, для прямых  n= 1). Неизвестными могут являться К, n и Pпл, которые вычисляем из системы 3-х уравнений, составленных согласно уравнению, для любых 3-х точек индикаторной линии:

При этом принимаем K = const, n = const, Pпл = const. Если Рпл известно, то для интервалов изменения Δр можно установить К(Δр). Фильтрацию можно описать также двучленной формулой:

Для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраиваем в прямую в координатах Δp/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно, как отрезок на оси ординат и угловой коэффициент прямой, причем A=1/K.