Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов

Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис.).

----

При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

---

По добывающим скважинам выпуклость индикаторной линии к оси дебитов указывает на уменьшение коэффициента продуктивности скв. с увеличением депрессии на забое. Это может быть вызвано нарушением линейного закона фильтрации в прискважинной зоне пласта.

Другой причиной может быть уменьшение проницаемости коллектора при значительном снижении забойного давления вследствие смыкания трещин.

Выпуклость индикаторных линий к оси давлений может быть следствием постепенного включения в процесс фильтрации при снижении забойного давления ранее неработающих частей эффективной толщины пластов.

По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

На искривленном участке инд. кривой коэф. продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.

---

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скв. при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических условиях.

В геол.-промысловой практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) К_уд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) на 1 м работающей толщины пласта:

К_уд = К/h

------------------------------------------------------------------

Коэф. продуктивности численно равен тангенсу угла α между индикаторной линией и осью перепада давления: К_прод = tq α.

-----------------------------------------------------------------

---

По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оцениваетсяосновная фильтрационная характеристика пласта - коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

---

1. Коэффициент гидропроводности (м⁵/(Н×с ) -наиболее ёмкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

где k_пр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

h - работающая толщина пласта;

m - вязкость жидкости или газа.

---

a = kпр/m

2. Коэффициент проводимости, (м⁴/(Н×с)) - характеризуетподвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

где k_пр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

m - вязкость жидкости или газа.

---

3.Коэффициент пьезопроводности (м²/с) характеризуетскорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

, (м²/с)

где k _пр - коэффициент проницаемости пласта;

μ – вязкость нефти в пластовых условиях

b* - коэффициент упругоемкости пласта.

Упругоемкость пласта обуславливается сжимаемостью скелета коллектора и нефти, заполняющей его, и выражается формулой:

b* = k_п bж + bс,

где bж и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды, k_п – коэффициент пористости;

---

Одним из основных факторов, влияющих на форму индикаторных линий, считают нарушение линейного закона фильтрации. Такое нарушение может быть следствием несовершенства скважины по характеру, степени или методу вскрытия.

---

Исследования скважин при неустановившихся режимах проводят при использовании данных о замере давления, восстановившегося в остановленной или снижающегося после открытия скважин.

Если в скважине, длительно эксплуатирующейся при установившемся режиме, мгновенно изменить дебит, то давление в любой точке пласта, отстоящей от центра скважины на расстоянии R, начнет изменяться в соответствии с зависимостью:

---

= из лек 7.1. = Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).

Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового.

Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.