Схемы исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации
Информацию о продуктивном пласте дают исследования переходных процессов от стац-го к нестац-му и наоборот режиму фильтрации ж-сти и газа.
Позволяют раздельно определить параметры призабойной удаленной зоны пласта, неоднородность и тип коллектора, оценить эффективность возд-ия на ПЗ скважины и на весь продуктивный пласт, и определить текущую нефтенасыщенность.
3 схемы исследования:
1) Скв. до исследования работала прод-ое время Т на стац-ом режиме ф-ции Q=const. Затем в какой-то момент скв. закрывают. После остановки во времени замеряют Рзаб и Руст. – Метод КВД
2) Скв. После продолжительной остановки пускается в работу с переменной во времени Q и ∆p в монотонном режиме – М-д монотонного пуска СКВ.
3) В скв. простаивающую длительное время мгновенно создается скачок давления и приток ж-сти из пласта. С течением времени Q и ∆p снижается до 0 – М-д создания мгновенной депрессии.
Основное уравнение метода обработки кривой восстановления давления без учета притока
Сущность метода исследований скв. при неустановившихся режимах заключается в изменении режима эксплуатации скв. и регистрации изменения заб.давления. Уравнение изменения перепада давления во времени имеет вид.
где
;
;
- объемный к-т нефти.
Фильтрационные параметры пласта, определяемые методом снятия квд
Обработку данных КВД проводят по формуле
Гидропроводность
;
проницаемость пласта
;
подвижность нефти в пласте:
;
приведенный радиус скважины, учитывая, что χ=k/(μβ*) (μ и β* определяются в лаборатории по пробе жидкости и по керну)
;
пьезопроводность пласта
Цели и задачи метода гидропрослушивания
М-д гидропрослушивания – м-д исследования при нестационарном режиме фильтрации. Позволяет определить фильтрационные параметры пласта на значительном расстоянии от исследуемой скважины. Позволяет количественно и качественно определить гидродинамическую связь между скважинами и пластами. В комплексе с другими методами оценить неоднородность коллектора, выявить положение водонефтяного раздела, места перетока между пластами, литологические экраны и газовые шапки.
Отличие его заключается в том, что в одной скважине вызывается возмущение (пуск, остановка скважины или ступенчатое изменение дебита), а в другой или нескольких других удаленных от нее реагирующих (наблюдательных или простаивающих) скважинах фиксируется изменение давления во времени.
М-ды обработки
1) Эталонные кривые; (Борисов-Яковлев)
2) Характерные точки кривой реагирования;
3)Аналитическое и графоаналитическое. (Бузинов-Умрихин, Медведский-Юсупов)
Что такое скин-фактор, и из каких слагаемых он состоит?
Скин-фактор - это численное значение безразмерной величины S со знаком «+» (S > 0 и k > kS) или «-» (S < 0 и k < kS), характеризующий ухудшение или улучшение проницаемости в скин-зоне и степень ее улучшения или ухудшения.
S=0 характеризует однородный по проницаемости пласт, т.е. отсутствие дополнительных фильтрационных сопротивлений в ПЗП, т.е. отсутствие дополнительных потерь давления.
St – суммарный скин-эффект - совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам:
St = Sч.в. + Sт + Sкол + Sкг + Sнс + Sк + Sа + Sас + Sпс + Sоб + Sг + Sнд …
1.«+» Sч.в. – скин частичного вскрытия, искривление линий тока в ПЗП за счет частичного вскрытия и перфорации;
2.«-» Sт – геометрический скин, вызванный наличием трещин;
3.«+» Sкол – скин тонкого слоя кольматажа на стенке скважины;
4.«+» Sкг – скин тонкого слоя кольматажа на стенке горизонтальной скважины;
5.«-» Sнс – скин, вызванный наклонностью (не вертикальностью) скважины;
6.«±» Sк – скин, вызванный изменением проницаемости ПЗП скважины;
7.Sа – скин, вызванный анизотропией пласта в горизонтальной скв.;
8.«-» Sас – скин, вызванный аномальными неньютоновскими (структурно-вязкостными) свойствами нефти;
9.Sпс – псевдоскин-фактор (в слоистых пластах);
10.Sоб – обобщенный скин-фактор;
11.Sг – геологический скин (наличие линз и их сообщаемости);
12.Sнд – скин, вызванный нарушением закона Дарси;