Metoda se bazează pe măsurarea debitului și a presiunii de fund în mai multe moduri de funcționare stabilizate ale puțului. Rezultatele obținute sunt exprimate sub forma relației dintre rata de producție și depresiunea din fundul godeului (diagrama indicatoare) (Fig.).
În timpul filtrării cu lichide, liniile indicatorilor sunt de obicei drepte de-a lungul întregii lungimi sau în secțiunea inițială.
La producerea puțurilor, înclinarea liniei de indicare spre axa de producție indică o scădere a productivității forajelor. cu o creștere a depresiei la fund. Acest lucru poate fi cauzat de o încălcare a legii de filtrare liniară în zona de apropiere a puțului de formare.
Un alt motiv poate fi o scădere a permeabilității rezervorului cu o scădere semnificativă a presiunii din fundul golului datorită închiderii crăpăturilor.
Convexitatea liniilor indicatoare la axa de presiune poate fi o consecință a încorporării treptate în procesul de filtrare, cu scăderea presiunii de fund a părților anterioare inactive ale grosimii efective a cusăturii.
La fântânile de injecție, principalul motiv pentru curbarea liniilor indicator este deschiderea microfracturilor în formație, pe măsură ce crește presiunea de fund.
Pe secțiunea curbată a secțiunii ind. coeficientul curbei. Productivitatea (pick-up) este variabilă și pentru fiecare punct al curbei este definită ca raportul debitului (injectabilității) la căderea de presiune corespunzătoare.
Valoarea factorului de productivitate (injectabilitate) este utilizată pentru a prognoza debitele (injectabilitatea) fântânilor. la căderile de presiune admisibile în condițiile geologice examinate.
În practica geologică și comercială, factorul specific de productivitate (injectabilitate) al lui Kud este adesea folosit. caracterizând valoarea coeficientului de productivitate (injectabilitate) pe 1 m grosime de lucru a formării:
Coeficienți. productivitatea este numeric egală cu tangenta unghiului # 945; între linia indicatorului și axa de presiune diferențială: Kprod = tq # 945;.
Conform sondei (conform metodei de eșantionare la starea de echilibru), se estimează principala caracteristică de filtrare a formării - coeficientul de permeabilitate. precum și caracteristicile complexe ale rezervoarelor. luând în considerare, în același timp, două sau trei proprietăți de bază ale rezervoarelor care afectează dezvoltarea depozitelor.
1. Coeficientul de hidroconductivitate (m 5 / (N × s)) este caracteristica cea mai capacitivă a rezervorului, care determină productivitatea acestuia în puț.
unde kpr este permeabilitatea formării în regiunea sondei investigate;
h este grosimea de lucru a formării;
m este vâscozitatea unui lichid sau a unui gaz.
2. Coeficientul de conductivitate (m 4 / (H × s)) - caracterizează mobilitatea fluidelor în condițiile rezervoarelor din regiunea de foraj.
unde kpr este permeabilitatea formării în regiunea sondei investigate;
m este vâscozitatea unui lichid sau a unui gaz.
3. Coeficientul de conductivitate piezoelectrică (m 2 / s) caracterizează rata de redistribuire a presiunii în formare (cea din urmă nu apare instantaneu, dar pentru o perioadă de timp datorită elasticității stâncii și a lichidului conținut în ea).
unde kpr este coeficientul de permeabilitate al formării;
# 956; - vâscozitatea uleiului în condițiile rezervoarelor
b * este coeficientul de capacitate elastică a formării.
Capacitatea elastică a rezervorului este determinată de compresibilitatea scheletului rezervorului și de uleiul care îl umple și se exprimă prin formula:
unde bjj și bc sunt coeficienții de compresibilitate ai fluidului de formare și a mediului poros, kp este coeficientul de porozitate;
Unul dintre principalii factori care afectează forma liniilor indicator este încălcarea legii de filtrare liniară. O astfel de încălcare poate fi o consecință a imperfecțiunii de bine prin natura, amploarea sau metoda de deschidere.
Testele de puț în condiții instabile se efectuează cu ajutorul datelor privind măsurarea presiunii care s-au recuperat într-o stare de oprire sau în scădere după descoperirea fântânilor.
În cazul în care puțul de foraj este lung sunt operate la starea de echilibru, schimba rapid debitul, presiunea în orice punct din rezervor, distanțate față de centrul de bine la o distanță R, începe să varieze în funcție de relația:
= de la lek 7.1. = Presiunea rezervorului în orizontul de producție pentru o anumită dată, care se stabilește atunci când practic întregul stoc de puțuri funcționează, se numește presiunea curentă sau dinamică a rezervorului.
rezervor de presiune dinamică în diferite părți ale rezervorului poate fi determinată prin măsurarea într-o separat puțuri existente neutilizate și sunt oprite într-un mod special puțuri izolate (menținând în același timp fondul cel mai aproape de el bine în lucrare).
Presiunea măsurată în gaura oprită va corespunde presiunii dinamice, cu condiția ca măsurarea să se facă după ce mișcarea fluidului din gaura de puț și gaura de sondă a încetat. Valorile presiunii de fund în puț sunt determinate în starea de echilibru a funcționării, presiunea rezervorului după o oprire lungă a puțurilor (de la mai multe ore până la o zi sau mai mult). Pentru a obține date despre presiunea de fund și presiunea rezervorului, un manometru adânc este coborât în fântână până la mijlocul formării și presiunea de fund este fixată timp de 20 de minute. Apoi, sonda este oprită, după care maneta de presiune înregistrează o curbă răcoritoare de recuperare a presiunii (CVD) de la gaura de fund până la curba de formare dinamică a presiunii.
Caracterul HPC în sondele de producere și injecție este prezentat în Fig. 83. După terminarea studiului, puțul este pus în funcțiune.
Dacă există suficientă experiență, atunci când devine necesar cunoscute condițiile geologice specifice, durata opririi în pentru recuperarea presiunii, măsurarea presiunii formarea dinamică poate fi realizată, coborârea manometrul la opritorul de capăt, fără a scoate HPC.
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: