22. Формула Дюпюи. Определение комплексных промысловых характеристик продуктивных пластов – гидропроводность, проводимость, пьезопроводность (физический смысл, единицы измерения).

При условии, что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации, дебит скважин можно рассчитать из формулы Дюпюи. К_пр – проницаемость, h_p – эффективная работающая толщина пласта, ΔР – депрессия, μ_н – вязкость нефти, R – радиус дренажа (влияния скважины), r – радиус долота, С=С₁+С₂ – поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта (С₁) и по степени вскрытия пласта (С₂). Из формулы Дюпюи можно получить и другие промысловые характеристики, которые называются комплексными:

1) Гидропроводность – характеризует способность плата толщиной h фильтровать флюид вязкостью μ в единицу времени при напорном градиенте давления, равном единице

2) Коэффициент проводимости - характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в радиусе дренажа скважины.

3) Коэффициент пьезопроводости, β – коэффициент упругоемкости пласта., . Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения жидкости и породы, β_ж – коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, β_п.с. – коэффициент сжимаемости пористой среды.

4) Из формулы Дюпюи можно определить коэффициент проницаемости

2 3. ГДМ. Метод восстановления давления. (Метод неустановившихся отборов). Основан на изучении в скважине неустановившихся процессов фильтрации; Его суть состоит в прослеживании по времени скорости восстановления давления после изменения режима работы в скважине.

А) В добывающих скважинах. В процессе добычи нефти вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии, т.е. в радиусе дренажа скважины величина Р_пл уменьшается до Р_заб и соответствует величине отбора. Последующая остановка скважины ведет к постепенному восстановления Р_заб вплоть до величины Р_пл. Время восстановления давления зависит от фильтрационных характеристик пласта, упругих свойств среды и жидкостей. График восстановления давления называется КВД – кривая восстановления давления.

t ₁ – время работы, t₂ – время остановки, t₃ – время восстановления.

С помощью КВД можно определить Р_пл, Р_заб, ΔP, К_прод, коэффициент приемистости, а также рассчитать комплексные характеристики (ε, α, χ), приведенный радиус скважины R, коэффициент гидродинамического совершенства.

24. ГДМ. Метод гидропрослушивания пласта – основан на изучении неустановившихся процессов фильтрации в скважине, но отличающийся от предыдущего тем, что изменение давления (режима работы) регистрируется на забое соседней скважине. Для исследования используют две скважины: первая возмущающая, в которой производят изменение режима с целью создания импульса, и вторая – регистрирующая, в которой регистрируется изменение забойного давления, вызванного изменением режима работы первой скважины. Скорость реагирования зависит от литологии, физических свойств пласта и жидкости и др. По проведенным замерам строят кривые гидропрослушивания в координатах давление-время. Метод позволяет определить наличие или отсутствие гидродинамической связи между скважинами одного пласта, либо скважинами двух соседних пластов (наличие литологических экранов, тектонических нарушений). Кроме этого, можно определить комплексные характеристики пласта и параметры скважины.

25. КИН. Проектный, фактический, текущий, конечный КИН. Методы определения проектного КИН. Количественно нефтегазоконденсатоотдача пластов определяется величиной их извлечения КИН (η_н), КИГ(η_г), КИК(η_к). В общем случае КИН определяется отношением величины извлекаемых запасов к величине балансовых запасов. η=Q_изв/Q_{бал(общ)}. η_н=0,6-0,8 (водонапорн), η_н (зав)<=0,3-0,4, η_г=0,99(газ.режим).

Фактический КИН м.б. определен на любой момент времени разработки – это отношение кол-ва добытой нефти с начала разработки к величине балансовых запасов на объекте. η_факт=Q_н(t)/Q_{бал(зап)}. Фактический КИН м.б. текущим и конечным. Текущий хар-ет степень выработки запасов на определенную дату; по нему оценивают состояние разработки объекта; отклонение от запроектированного процесса разработки. Конечный КИН показывает степень выработки запасов к концу эксплуатации залежи, его величина зависит от режима и применяемой системы разработки. Проектный КИН определяется по каждой залежи до начала ее разработки, необходим для составления тех.схемы и проекта разработки, для проектирования системы разработки.

Методы определения проектного КИН. КИН зависит от большого числа геологических, гидродинамических и технологических факторов. Информативность этих факторов и их объем зависят от степени изученности объекта; от этапа и стадии ГРР или стадии разработки.

1) статистический метод расчета КИН применяется после проведения на открытом м/р разведочных работ (имеется min геологич информации: единичные скв, первичная геол модель). КИН на этом этапе определяется на основе составления многомерных статистических моделей: проводится факторный анализ по группе длительно разрабатываемых м/р, находящихся в единой СФЗ с м/р, для которого определяют КИН. Определяют наиболее влияющие на КИН параметры: н-р, уравнение регрессии для определения КИН пластов Тл-Бб Гондыревского м/р:

η=0,411-0,056lnµ_н+0,044lnk_пр+

+0,069lnh_эф.н.+0,094lnk_песч+0,012lnQ_ВНЗ

2) покоэффициентный применяется для залежей, находящихся на разных стадиях разработки η=k_выт*k_зав*k_охв. Учитывает характер процесса вытеснения нефтипластовой и закачиваемой водой, степень заводнения пласта-кол-ра и охват залежи процессом вытеснения.