основные коллeкторские и фильтрационныe свойствa пластa?

где mоP- коэффициент открытой пористости; bсP- сжимаемость, b — объемный коэффициент; t — время работы на режиме, ч.

При отсутствии сведений о КВД Кутасовым Н.М. разработана методика [1], исходными величинами расчетов которой являются время испытания t и суммарный отбор нефти QcPиз пласта. Скин-эффект рассчитывается по формуле:

где w — пьезопроводность, см2/с; t — время, необходимое для восстановления давления до пластового, с; Q — установившийся дебит скважины перед остановкой, м3/сут.

Наиболее часто расчет скин-эффекта производится методом Джойерса и Смита [2], который основан на решении уравнения Ван-Эвердингенса и Херста, учитывающего дополнительные потери давления при записи кривой восстановления давления (КВД):

а потенциальный:

Тогда, на основании уравнения Дюпии, фактический дебит будет равен:

где rоP- приведенный радиус скважины, эквивалентный дебиту скважины, rсP- радиус скважины, м; RkP- контур питания скважины, м , S — безразмерный параметр, определяющий дополнительные потери давления, l — вязкость (ср); k — проницаемость, мД; h — эффективная мощность пласта, см.

Для определения пластовой гидропроводности необходимо учесть скин-эффект:

где rсP- радиус скважины, м; RkP- контур питания скважины, м; g — продуктивность, l — вязкость (ср); kпзP-проницаемость призабойной зоны, мД; h — эффективная мощность пласта, см.

Изучение состояния призабойной зоны как кольцевой неоднородности основано на теории поверхностного натяжения — скин-эффекта. Положительные значения скин-эффекта указывают на то, что зона неоднородности имеет ухудшенные коллекторские свойства, отрицательные — на то, что проницаемость призабойной зоны выше, чем у пласта, или что дополнительные сопротивления отсутствуют. Для объектов, где коллекторские свойства вокруг забоя и в пласте одинаковы, скин-эффект изменяется от -0,5 до 0,5. Чтобы определить потенциал пласта (потенциальную продуктивность), необходимо знать величину его проницаемости. Это возможно только при наличии полной и качественной информации по испытанию и, прежде всего, по кривой восстановления давления. Тогда расчет проницаемостей пласта, призабойной зоны и скин-эффекта не составляет труда. При получении непереливающего притока современные методы обработки кривой восстановления уровня (КВУ) дают возможность рассчитать с той или иной степенью достоверности фактическую продуктивность скважины и проницаемость призабойной зоны. Метод прослеживания уровня, используемый для изучения непереливающихся притоков, основан на последовательной смене стационарных состояний. Предполагается, что радиус влияния скважины постоянен, жидкость несжимаема, и возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиуса, равного радиусу влияния скважины. Если считать приток установившимся в момент времени t, то гидропроводность призабойной зоны будет определяться по формуле:

Коэффициент продуктивности зависит как от проницаемости удалённой части пласта, так и от проницаемости пласта непосредственно вокруг забоя скважины. Проницаемость пласта определяется палеогеографическими условиями осадконакопления, характером породообразования и вторичными изменениями пород, слагающих объект. На состояние проницаемости пласта вокруг забоя скважины влияют методы вскрытия пласта бурением, спуска, цементажа и перфорации эксплуатационной колонны. Схематично призабойную зону можно представить в виде кольцевой неоднородности вокруг ствола скважины, параметры которой могут быть улучшены или ухудшены по сравнению с параметрами пласта. Именно изменение фильтрационных свойств пласта в этой зоне, неравномерное распределение потока жидкости по всей его эффективной мощности являются причинами возникновения дополнительных сопротивлений, снижающих продуктивность.

Одним из наиболее важных показателей эффективности геологоразведочных работ наряду с величиной запасов является способность скважин при оптимальных условиях эксплуатации давать то или иное количество полезной продукции в единицу времени. В связи с этим в последнее время все большее внимание уделяется прогнозу начальных дебитов нефти. Чтобы сгладить большой разброс абсолютных значений дебитов, их необходимо рассматривать с позиции коэффициента продуктивности.

Определение гидродинамических параметров пласта при неустановившихся притоках (прогноз потенциальных продуктивностей)

> > Определение гидродинамических параметров пласта при неустановившихся притоках (прогноз потенциальных продуктивностей)

Определение гидродинамических параметров пласта при неустановившихся притоках (прогноз потенциальных продуктивностей) - Вестник Недропользователя | Вестник Недропользователя