Эффективность внедрения методов ОПЗ можно оценить по таким параметрам как гидропроводность (kh/μ), скин-фактор (St), приведенный радиус скважины (rcпр), факт. и потен-ю продуктивность (ηф и ηп).
kh/μ – характеризует ФЕС пласта, определяется по КВД или kh/μ = (2,12Qжbн)/i - [мкм2см/мПас] (bн – объемный коэф. нефти).
St = B-lnRк/rc (Rк - радиус контура питания, rc –радиус по долоту, В=lnRк/rспр, rспр = rc*e -St – приведен. рад. скв-ы).
ηф = Q/ΔP – харак-ет добывные возможности скв-ы при снижении давления на 1 атм., [м3/сут атм].
ηп = Q/(Δpф –Δp(St)) [м3/сут атм]. Δp(St)= 0,87*St *i = потери депрессии на пласт за счет скин-фактора.
Особенности исследования нагнетательных скважин
Нагнетательные скважины, используемые для закачки и вытеснения нефти, воды и газа определяет темп, характер и степень выработки. Комплекс ГДИС, а так же методы проведения аналогичны добывающим скважинам.
Особенности:
1) Закачка поверхностных холодных вод отличных от пластовых нарушает тепловой режим м/р особенно в ПЗП;
2) Значение Рнагн выше Рнач.пласт приводит к образованию в ПЗП скв. искусственных зон трещиноватостей;
|
|
3) Необходимо изучение характера коллектора при различном давлении нагнетании с целью определения оптимальног Рнагн при максимальном охвате пласта заводнением;
4) Учет потерь на трение в стволе СКВ, т.к. в большинстве случаев опреденление Рзаб, а так же снятие кривых притока производится по замерам на устье скв.
Как определить оптимальное давление нагнетания?
Рзаб.нагн>Рразр. В скв., где произошел прорыв толщины кривые вытеснения реагируют и изменяются. Решение проблемы может быть:
- определение коэффициента действующей толщины (КДТ)=Нраб/Нэф;
- определение Р разрыва по индикаторным прямым
Рзаб>Рпл