Прямих індикаторних ліній

Основним та найбільш доцільним і розповсюдженим гідродинамічним методом дослідження видобувних та нагнітальних свердловин є метод визначення характеру або величини припливу рідини до них (поглинання рідини) при різних усталених режимах їх роботи. Суть таких досліджень полягає в тому, що в досліджуваній свердловині кілька разів змінюють режим її роботи і при кожному новому усталеному режимі роботи вимірюють дебіт та відповідний вибійний тиск.

В результаті таких досліджень отримують таблицю значень залежності дебіту свердловини від величини вибійного тиску. Обробка їх результатів проводиться графічним методом шляхом побудови графіків залежності дебіту рідини Q від величини вибійного тиску P _в (рис. 2.1, а) та залежності дебіту Q від депресії на пласт ∆ P (рис. 2.1, б) або побудова індикаторної лінії припливу рідини до свердловини.

P _в Q

Р _п

Q

Q _п D P

а) б)

Рис 2.1 - Індикаторні лінії припливу рідини до свердловини

а) графік залежності дебіту рідини Q від величини вибійного тиску P _в

б) графік залежності дебіту рідини Q від депресії тиску на пласт ∆ P

Зауважимо, що в технічній літературі зберігається традиція побудови індикаторних ліній в системі координат, зміщених на 90 ⁰ вправо за годинниковою стрілкою.

Якщо в результаті обробки результатів дослідження індикаторна лінія, проведена з початку координат, перетинає всі точки (в деяких незначних межах допустимих відхилень), тобто являється прямою лінією, то це дає можливість визначити коефіцієнт продуктивності даної свердловини К ₀. Тобто, використовуючи будь-яке довільне значення Q та ∆ P цієї лінії можна визначити коефіцієнт продуктивності свердловини за формулою

, (2.1)

Переважно його значення записують в розмірностях т/доб∙ МПа або м³/доб∙ МПа.

Побудова графіка залежності корисна тим, що дає можливість шляхом апроксимації лінії графіка до перетину з віссю ординат отримати значення пластового тиску в районі даної досліджуваної свердловини, яке потрібне для обробки результатів досліджень і яке за тими чи іншими причинами є невідоме.

Визначений в процесі обробки результатів дослідження нафтових свердловин коефіцієнт продуктивності дає цінну інформацію про характер припливу рідини та потенційні можливості свердловин і використовується при проектуванні технологічних режимів їх роботи. З іншої сторони він дає можливість визначити і такі фізичні властивості пласта, як коефіцієнти проникності k та гідропровідності . Оскільки, згідно теорії усталеної плоско-радіальної фільтрації однорідної рідини, 9 коефіцієнт продуктивності дорівнює

, (2.2)

то, знаючи значення товщони пласта h, наприклад, за даними геофізичних досліджень, коефіцієнта динамічної в΄ язкості пластової нафти за результатами

її лабораторних досліджень, можна визначити коефіцієнт проникності пласта k

, (2.3)

Радіус контура живлення R _k в експлуатаційних свердловинах з достатнім терміном їх експлуатації визначається як половина середньо арифметичних відстаней до найближчих видобувних свердловин.

При обробці результатів дослідження розвідувальних свердловин на нововідкритих нафтових родовищах радіус контура живлення являє собою відстань до тієї віддаленої зони пласта, де пластовий тиск залишається незмінним (радіус контура впливу свердловин) і визначається за формулами Н.А.Чарного, В.М.Щелкачова, Г.І.Баренблата та інших, загальний вираз яких виражається рівнянням:

, (2.4)

де c - коефіцієнт п¢ єзопровідності пласта, тобто

, (2.5)

тут b_р, b_п – відповідно, коефіцієнти пружності рідини та скелету породи пласта, значення яких лежать в межах: b_н=(7¸ 30)× 10^-10 Па^-1, b_р=(2, 7¸ 5)× 10^-10 Па^-1, b_п=0, 3¸ 0, 2× 10^-10 Па^-1.

Коефіцієнт a для різних методик пропонується приймати в межах 1, 5 – 3, 46. Значна розбіжність в значеннях цього коефіцієнта незначно впливає на точність обробки результатів дослідження, враховуючи, що R _k в формулі (2.3) знаходиться під знаком логарифма; t – час, що відраховується з моменту пуску свердловини в роботу, сек.; m – коефіцієнт пористості пласта, долі одиниці.

Оскільки більша кількість нафтових свердловин являється гідроди- намічно недосконалими, то в формулі (2.3) необхідно використовувати

не фактичний радіус свердловини R _c, який визначається за діаметром долота, яким розбурюється продуктивний пласт, а так званий зведений радіус R _с.з.

. (2.6)

Коефіцієнт c – коефіцієнт додаткових фільтраційних опорів. Значення цього коефіцієнта з достатньою мірою достовірності визначають за графіками В. І. Щурова, які приводяться у кожному нафтовому довіднику та в підручниках.

В¢ язкість пластової нафти необхідно попередньо визначити шляхом лабораторного аналізу проб пластової продукції, а товщину нафтонасиченної зони пласта за даними геофізичних досліджень. Оскільки в більшості методик прогнозування основних показників розробки нафтових родовищ використовується комплексний параметр kh /m (коефіцієнт гідропровідності), то його значення доцільно визначати за результатами гідродинамічних досліджень свердловин без уточнення параметрів m і h, тобто

. (2.7)

При обробці результатів дослідження дебіт свердловини підставляють в об¢ ємних одиницях та в пластових умовах з врахуванням об¢ ємного коефіцієнту нафти b:

. (2.8)