Обработка результатов при неустановившемся режиме

Значительные затраты времени на получение индикаторной кривой при исследовании скважин по методу установившихся отборов обусловили поиск метода получения параметров пласта при непродолжительных исследованиях. Сокращение продолжительности исследований приводит к тому, что фильтрационный поток в пласте становится неустановившимся и, в связи с этим, используемые в методе теоретические решения становятся не приемлемыми.

Очевидно, что для условий неустановившейся фильтрации требуется новое теоретическое решение, устанавливающее связь между изменением дебита, давлением и временем.

Эта зависимость с достаточной для практики точностью описывается уравнением:

=+=+, (8).

где P (t)—повышение давления во времени, Па;

t—время с начала остановки скважины, с;

Q—установившийся дебит скважины, м/с;

• — динамическая вязкость, мПа с;
• — пьезопроводность пласта, м/с;

А—отрезок на оси ординат;

—угловой коэффициент прямой;

b— объемный коэффициент нефти;

k—проницаемость пласта, м;

h— глубина скважины, м.

Рисунок 2.5.1-Кривая восстановления давления в скважине в системе координат P—lg t.

Экспериментальные точки только при истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (8), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят, А как отрезок на оси ординат (смотри рисунок 2.5.1) и как угловой коэффициент прямой.

Отрезок, А определяют по формуле:

А==, (9).

Заметим, что масштаб координатных осей исследователями выбирается произвольно, поэтому геометрическая величина угла б чаще не отвечает его действительному значению. В связи с этим его определяют по формуле:

==, (10).

Прямолинейный участок кривой отвечает уравнению (8). По наклону кривой к оси lgt определяют параметр гидропроводности:

=, (11).

По отрезку А, отсекаемому на оси P, вычисляют пьезопроводность пласта:

=, (12).

Пьезопроводность пласта можно вычислять через параметры пласта и пластовой жидкости по формуле:

=, (13).

где m — коэффициент пористости;

в_ж — коэффициент сжимаемости жидкости ;

в_п — коэффициент сжимаемости породы;

k—проницаемость пласта, м.

Следовательно, для практических целей представляет интерес определение приведенного радиуса. Из уравнения (12) выразим приведенный радиус скважины:

=, (14).

Если по результатам расчетов установлено, что r_с существенно меньше фактического радиуса скважины, то это указывает на большое несовершенство вскрытия пласта в скважине и, напротив, если r_спр >r_с то это указывает на хорошо развитую трещиноватость в призабойной зоне скважины.

На кривой восстановления давления после ее обработки в системе координат? P (t)-lg t нередко выделяется не один, а несколько прямолинейных участков. Это обусловлено неоднородностью пласта и соответственно непостоянными значениями гидропроводности и пьезопроводности в окрестности скважин.